Obbligazioni societarie Obbligazioni Oil & Gas (2 lettori)

[Imark]

Studiando Pemex, si è visto come le oil & gas sotto il pieno controllo statale, specie nei paesi emergenti, siano delle vere e proprie cash cows, delle macchine da soldi, da proventi fiscali nella fattispecie, in paesi in cui la capacità impositiva del fisco sugli operatori economici è abbastanza ridotta e c'è molta evasione fiscale.

La proprietà statale vale dunque a mettere al sicuro i proventi conseguiti attraverso la vendita degli idrocarburi estratti dalla società e genera, come già detto per Pemex, una forte relazione fra rating sovrano e rating corporate.

In aggiunta, è abbastanza comune in questo contesto che le difficoltà finanziarie dello Stato controllore abbiano un riflesso diretto sulla disponibilità di risorse della società controllata.

Il discorso si propone per Gazprom, downgradata nei giorni scorsi da Fitch di un livello al rating BBB in conseguenza del downgrade che ha investito la il rating sovrano della Russia.

Resta da dire che per ora l'indebolimento delle riserve valutarie russe nello sforzo di contenere la caduta del rublo contro altre valute è forte, ma la base di partenza era di una tale consistenza da lasciare ancora la Russia in controllo di ampie riserve di valuta estera; il debito sovrano russo è modesto rispetto al PIL.

Sul versante opposto, preoccupa l'uscita di capitali dal rublo, generata da soggetti corporate ed istituzionali nello sforzo di costituire riserve in valuta estera per ripagare il debito esterno in queste valute prima di subire le conseguenze della svalutazione del rublo, in un processo che tuttavia indebolisce il rublo di per sé, generando un circolo che si autoalimenta.

Infatti, finché le aspettative sono per un prezzo calante delle commodities e dell'oil, esse si riflettono in aspettative di indebolimento del rublo ed incentivano chi deve far fronte a scadenze nel debito in valuta a cambiare rubli contro valuta. Ma ciò genera ulteriore svalutazione.

Con scadenze di debito in USD per 140 mld nel 2009 per il settore privato russo, le tensioni sul rublo permarranno presumibilmente anche nell'anno corrente.


Fitch Downgrades Russia to 'BBB'; Outlook Negative

04 Feb 2009 5:59 AM (EST)

Fitch Ratings-London/Moscow-04 February 2009: Fitch Ratings has today downgraded the Russian Federation's Long-term foreign and local currency Issuer Default ratings (IDR) to 'BBB' from 'BBB+', the Short-term foreign currency IDR to 'F3' from 'F2' and the Country Ceiling to 'BBB+' from 'A-' (A minus). The Outlooks on the Long-term ratings remain Negative.

"The downgrade reflects the negative impact on Russia from the fall in commodity prices and the dislocation to global capital markets that has left Russian banks and companies struggling to refinance external debt, and the difficulties Russia faces in managing the necessary macroeconomic policy adjustments," says Edward Parker, Head of Emerging Europe in Fitch's Sovereigns team.

"The scale of capital outflows and the pace of decline in Russia's foreign exchange reserves have materially weakened the sovereign balance sheet," says Mr Parker.

Russia's foreign exchange reserves (FXR) have fallen by USD210bn, from their peak at end-July 2008 to USD386.5bn as at 23 January 2009, albeit around USD58bn of which was due to valuation effects.

Fitch is concerned about the depletion of FXR caused by gross private sector capital outflows, which were USD94bn in Q408.

They might moderate now that banks and corporates have built up foreign currency (FX) assets, which could be used to repay maturing external debt.

In addition, the announcement by the Central Bank of Russia (CBR) on 23 January that the period of rapid managed devaluation has reached an effective close could reduce the incentive to sell rouble and buy FX assets.

However, capital outflows might continue if the authorities pursue inconsistent macroeconomic policies or if there is an ongoing lack of confidence in the country's financial outlook and institutions.

Fitch notes that dollarisation in the banking system is rising and the rouble has fallen further since the CBR announcement to only just above the floor of its new band.

Monetary and exchange rate policy remains a challenge for the CBR in terms of whether to continue using FXR to support the rouble (which would weaken the sovereign balance sheet), tighten domestic liquidity (which could adversely affect the banks) or revise its exchange rate policy (which would adversely affect its credibility).

Fitch is less concerned by the fall in FXR caused by external debt repayments, as this leaves the country's net external debt unchanged.

It estimates the private sector made external debt net repayments of USD36bn in Q408, which corresponds to a roll-over rate of 55%. Nonetheless, with an estimated USD140bn of private sector external debt payments falling due in 2009, this will be a drain on FXR through the course of the year.

Russia's ratings remain supported by the sovereign's strong and liquid balance sheet. General government debt was less than 10% of GDP at end-2008, compared with the 'BBB' category median of 28%, while the sovereign wealth funds contained some USD225bn. Despite the substantial recent decline, Russia's FXR are still the third highest in the world and it is a net external creditor.

Nonetheless, risks to creditworthiness remain on the downside. Fitch forecasts GDP growth of 0% in 2009, compared to 8% in H108. The recession, anti-crisis measures and lower oil prices will cause the budget to swing into deficit this year. Further falls in oil prices, low roll-over rates of external debt, ongoing capital outflows, heightened strains in the banking sector or increased political uncertainty could increase downward pressure on the ratings. Fitch's analysis of the fall in FXR is set out in a new report, entitled "Russia: Foreign Reserves, the Rouble and Capital Outflows", which will be available shortly on Fitch's subscription website, www.fitchresearch.com.

 

[Imark]

E Gazprom prende le proprie misure per fronteggiare la situazione, mettendo a budget un prezzo medio del petrolio per il 2009 pari a 50$ al barile, ma prevedendo scenari per prezzi in calo fino a 25$. Il punto è che questa estate la stessa Gazprom, per tramite del proprio CEO, aveva ipotizzato prezzi in rapida crescita con un target nell'ordine dei 250$ a barile.

In risposta al calo dei prezzi, si ipotizza un taglio degli investimenti per il 2009 nell'ordine del 14% di quanto precedentemente previsto.

Gazprom Delays Gas Pipeline to Europe on Investment Decline

By Lucian Kim
Feb. 6 (Bloomberg) -- OAO Gazprom plans to delay natural- gas deliveries to Europe through its South Stream pipeline as Russia’s largest energy producer cuts investment amid slowing global economic growth and declining energy demand.

Gazprom, which originally said it would start shipping gas through South Stream in 2013, expects a start date at the end of 2014 or 2015, according to a presentation to investors today in Moscow. Gazprom spokesman Sergei Kupriyanov couldn’t be reached for comment.
The cost of the project, which will bypass Ukraine by traveling under the Black Sea to Bulgaria, may reach more than 24 billion euros ($31 billion), the company told investors. Russian Energy Minister Sergei Shmatko said in July that the project may cost $20 billion.

Russia, which supplies a quarter of Europe’s gas, is seeking new routes to Europe after a price dispute with Ukraine led to a two-week cut in exports via the former Soviet republic. South Stream is the twin of Nord Stream, designed to link Russia directly to Germany under the Baltic Sea.

State-run Gazprom may cut investments by 14 percent this year as the credit crunch squeezes resources and revenue drops because of falling prices and demand, according to today’s presentation. The world’s largest gas producer will invest $29 billion this year, down from $33.6 billion in 2008, according to company estimates.

‘Generally Positive’

“Our takeaways were generally positive, including surprisingly large declines in expected capex outlays,” Moscow- based Alfa Bank wrote in a note to investors after the presentation. “Gazprom is adapting to the new economic reality.”

Gazprom’s budget is based on a $50 a barrel price for Urals crude, Russia’s export blend. Other scenarios under consideration assume barrel prices of $40, $30 and $25, according to the presentation. Chief Executive Officer Alexei Miller said in June, when the price per barrel hovered at more than $120, that the price may “soon” hit $250.

Gas exports to Europe may fall 5 percent this year to 170 billion cubic meters from 179 billion cubic meters in 2008, the company said. The average price per 1,000 cubic meters will drop to $280 from a record high of $409 last year, according to the presentation.

Gazprom plans to load its first cargo of liquefied natural gas in March, according to the presentation. Tankers loading at Russia’s first LNG plant on Sakhalin Island will bring cargoes of gas to customers in Japan, Korea and the U.S., Gazprom said.

 

[lollofanki]

anch'io volevo approffittare
e comprare qualche obbligazione pemex
ma leggendo il blog petrolio da quanto me sembrato di capire
quasi tutte le grandi compagnie sono in ritardo con i piani d'investimento per lo sviluppo di nuovi giacimenti
non so per il futuro se il settore sarà ancora difensivo....
http://petrolio.blogosfere.it/2009/01/messico-la-produzione-va-sempre-peggio.html
http://petrolio.blogosfere.it/2008/12/liran-petrolifero-sparisce.html
http://petrolio.blogosfere.it/2008/12/messico-iceberg-in-arrivo.html

da quanto letto su quel blog ma anche in altre parti
una delle poche compagnie che ha riserve enormi in giacimenti da
sviluppare è la petrobras
quindi sicuramente l'idebitamento peggiorerà
ma i risultati dovrebbero essere certi.

 

[TheLondoner]

Buona domenica a tutti... ho letto il post di Mark sui conti Pemex... che stimano una perdita considerevole... a chi deve entrare sul bond consiglio a questo punto di attendere prezzi più moderati... e meglio allienati in termini di rendimento netto con i bond di fresca emissione.
Personalmente sono nei bond Mexico, ma una manciata di pemex le prenderei anch'io ma a prezzi più bassi.

 

[torino41]

Un articolo non recentissimo sulla situazione in Messico e sugli investimenti della PEMEX. E' da notare che il Messico pur essendo un paese produttore di grezzo, importa il 40% del suo consumo di benzina, per cui anche nella situazione attuale di depressione del mercato petrolifero è costretto a investire nel campo della raffinazione dove prevede di costruire una nuova raffineria da 300.000 b/d entro il 2013

New Refinery Part of $44B Mexican Infrastructure Plan
by Ken Parks Dow Jones Newswires
December 01, 2008


MEXICO CITY (Dow Jones)
Mexico's President, Felipe Calderon, said Sunday the government will invest about 590 billion pesos ($44 billion) in infrastructure projects next year as it looks to offset an expected slowdown in the Mexican economy due to the global financial crisis.
"The federal government is going to use public spending to boost the economy," Calderon said at an event to commemorate his first two years in office. "The global economy, and especially the U.S. economy, have been the external motors of our economy. With these slowing we need to accelerate our internal motors. That is why we will continue to invest heavily in infrastructure," he added.
The Bank of Mexico has forecast economic growth of 0.5% to 1.5% for 2009, while the Finance Ministry has put growth at 1.8%. The central bank and ministry both expect the economy to grow 2% this year, down from 3.2% in 2007.
Mexico's economy is already showing signs of a slowdown as the U.S. - its No. 1 trading partner which receives about 80% of Mexico's exports - looks headed toward a deep recession.
Calderon said major infrastructure projects for next year include breaking ground on a new metro line in the capital of Mexico City and two suburban train lines in the Valley of Mexico.
"Also, for the first time in nearly 30 years we will start construction of a new refinery that, besides generating jobs, will allow us to reduce fuel imports," he said.
Mexico has a network of six refineries but still has to import more than 40% of its gasoline to meet domestic demand.
Mexico's oil industry is dominated by state run Petroleos Mexicanos, or Pemex, which has a constitutional monopoly on hydrocarbon exploration, production and refining. Oil and related taxes account for over a third of the federal government's annual revenues.
Pemex has struggled to replace output from aging fields due to a lack of investment in exploration and field development in recent decades.
For the first 10 months of the year, average production was down 9.6% to 2.82 million barrels a day, due to a 31% drop at the giant Cantarell oil field. Oil exports were at 1.43 million barrels a day in October.
Speaking at the sidelines of the event, Energy Minister Georgina Kessel said the government will release a study during the first half of December outlining Mexico's oil production capacity for the next 10 years.
Kessel dodged a question on whether Mexico would heed OPEC Secretary General Abdalla Salem El-Badri's call on Saturday for non-OPEC oil exporters Norway and Mexico to cut their oil output.
"We will be studying what we can do going forward to make sure that the price of crude can rise," she said.
Copyright (c) 2008 Dow Jones & Company, Inc.

 

[torino41]

Questo è invece un articolo più recente sugli investimenti nel campo della raffinazione della Petrobras, che in periodo in cui molti progetti di nuove raffinerie sono stati rallentati o fermati conferma il suo programma molto sostanzioso che comprende una raffineria da 200.000 b/d attualmente in costruzione in jV con PDVSA (Venezuela) (Abru e Lima) una raffineria petrolchimica (COMPERJ) e due cosidette Premium Refineries da 500.000 b/d.

Brazilian Official: No Risks In New Petrobras Refineries
by Jeff Fick Dow Jones Newswires
January 28, 2009

RIO DE JANEIRO (Dow Jones)

Construction of two "premium" export refineries planned by Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro (PBR) isn't a risky investment, Mines and Energy Minister Edison Lobao said Wednesday.
"These refineries are going to produce in six to eight years. We have to start work on these refineries now, because in six or eight years China will not have any of its own oil and will import 100% of the oil it consumes," said Lobao, as quoted by the Estado news agency.
"Besides this, the economic crisis will be resolved. We have to start now if we don't want to miss the boat," Lobao said.
Petrobras maintained its plans to build the two refineries in northeast Brazil as part the company's $174.4 billion investment plan for 2009-2013, despite a recent plummet in global oil prices on slowing economic growth.
Lobao said the refinery plans are investments for the medium and long term, adding that he expected international oil prices would likely rise to between $70 and $80 a barrel.
The minister also said a government panel would likely conclude its study of possible changes to Brazil's oil laws next week. Brazilian President Luiz Inacio Lula da Silva formed the commission last year, giving it the task of maximizing Brazil's promising subsalt oil reserves to end poverty and improve education. "We have drawn up five possible models that we intend to send to the president," Lobao said. According to Lobao, President Lula will then likely take a month to ponder the proposals.

 

[lorenzo63]

Ancora su Gazprom..problemi con il rublo, di immagine,prezzi, livello di investimenti

LONDON -- The global economic downturn is squeezing Russian natural-gas giant OAO Gazprom as falling demand for energy forces it to cut gas sales to Europe and deprives the company of valuable export revenue.

In an interview, Alexander Medvedev, Gazprom's deputy chief executive, said the price its European customers pay for gas will fall 32% to $280 per thousand cubic meters this year from $409 per thousand cubic meters last year. Exports to Europe will decline 5% to 170 billion cubic meters.

Analysts said Gazprom would clearly have to trim production to reflect falling demand, though Mr. Medvedev declined to say by how much. "We will not produce and sell more gas than the market demands," he said. "Our target is not to chase volumes."

But he said that despite sliding prices, Gazprom is committed to investing billions of dollars in new export pipelines to Europe and new gas fields in Siberia -- although overall dollar-denominated investments are likely to fall from last year because of the weakening ruble, which has shed a third of its value since the autumn.

State-controlled Gazprom, which supplies a quarter of Europe's gas needs, is coming under growing financial pressure as falling gas prices squeeze revenue. It is also laboring under a vast debt burden -- $47.6 billion at the middle of last year -- at a time when access to credit is tight even for such large, state-backed companies.

Meanwhile, last month's price dispute with Ukraine, which led to a temporary shutoff of Russian gas supplies to parts of Europe in the middle of winter, damaged Gazprom's reputation as a reliable supplier and revived concerns about the Continent's growing dependence on Russian gas.

It is a big change from last summer, when Gazprom boasted it would be the world's largest company by market value by 2015, with a capitalization of $1 trillion. Its market value is now about $74 billion.

The root of the problem is the falling price of oil. That hurts Gazprom because the price of its gas in European markets is linked to the crude-oil price with a lag of six to nine months. Gazprom Chief Executive Alexei Miller predicted last summer that crude would soon be trading at $250 a barrel. It is now about $40 a barrel.

Mr. Medvedev denied Gazprom has problems with its debt. "For this year, we'll manage debt service without restructuring and refinancing," he said. Banks still have an "appetite" to lend to Gazprom, he said, but "we don't like their conditions." The company has assured investors that cash flow this year should be enough to cover investment, debt and interest payments.


Bloomberg News/Landov
Alexander Medvedev, deputy chief executive officer of Gazprom, denied that the company has problems with its debt.
Mr. Medvedev was speaking as senior Gazprom management converged on London to address investors as part of a charm offensive that started in Moscow and will move to New York later this week. The aim is to show that Gazprom is strong enough to ride out the economic downturn and its weak share price doesn't reflect its robust fundamentals.

But he said exports to Europe will fall as the recession and a warm winter hurt demand. Shipments to the former Soviet republics also are set to decline this year, he said, largely because Ukraine is consuming less gas in the aftermath of its price dispute with Gazprom. But this would be compensated by the higher price Russia's neighbors now have to pay for its gas: The average price this year would be $198 per thousand cubic meters, up from $159 per thousand cubic meters last year.

In its presentation to investors, the gas company says it is sticking with its earlier investment target for this year of 920 billion rubles, or $25.4 billion at the current exchange rate. But Mr. Medvedev said that figure might be revised downward later this year, depending on how deep the recession in Europe turns out to be, and also to reflect a slide in industry costs, especially for Russian-supplied equipment and materials. "Right now, no one can give a picture" of future gas demand in Europe, he said. "We need time to determine the long-term consequences of the slowdown for the economies of Europe and Russia."

Yet some analysts say these levels of investment may not be enough to prevent a drop in production. Gazprom is highly reliant on large gas fields in Western Siberia that are mature and in decline. It is committed to developing huge new gas fields in the Yamal Peninsula, in northwest Russia. But there is widespread skepticism that the main field there, Bovanenkovo, will start up on schedule in 2011.

Hiroshi Hashimoto, a natural-gas analyst at the International Energy Agency in Paris, said Gazprom may be unable to meet growing demand for gas once the economies of Europe recover from recession. "Demand may be weak now, but there is clearly a danger of a gas-supply crunch in the long term," he said.

 

[Imark]

Trimestrale di Total. La società è da tempo fra le meglio gestite del comparto, oltre a beneficiare sul mercato di riferimento di condizioni meno sfavorevoli di quelle presenti altrove. In ogni caso, nel Q4/2008 è riuscita a contenere il calo dell'utile netto, al netto di poste una tantum ed una volta calcolato in USD, del 16% a fronte di un risultato ben più modesto di competitors quale Shell e BP.

Anche Total si trova in condizioni analoghe a quelle di molte altre big del settore: la sua produzione è tendenzialmente declinante, seppure in misura più moderata che per altri competitors, e si rende necessario tenere fermo il capex negli anni a venire onde stabilizzarla o poterla accrescere.

Nel 2009 infatti Total si prefigge di investire 18 mld euro contro i 19 mld euro del 2008.

Peraltro, se talune grandi società hanno problemi nell'investire efficacemente il proprio denaro, tant'è che hanno un ritorno negativo in termini di accrescimento delle riserve gestite (le nuove riserve rinvenute non riescono a sostituire la riduzione dovuta ai quantitativi di idrocarburi estratti), anche in questo campo Total sembra riuscire a fare bene.

Il 2008 ha registrato infatti una crescita della percentuale di rimpiazzamento delle riserve pari al 112%.

Molto buoni anche i risultati del 2008 del comparto downstream (le attività di raffinazione e di commercializzazione del prodotto) con una crescita dell'utile del 41%.

UPDATE 2-Total Q4 profit beats f'cast, bets on demand upturn
Thu Feb 12, 2009 8:41am GMT

* Q4 net profit falls 8 pct to 2.87 bln euros
* To spend $18 bln in 2009, 75 pct for upstream
* Makes no comment on UTS bid

(adds share reaction, detail)

By Marie Maitre and Muriel Boselli

PARIS, Feb 12 (Reuters) - Oil major Total (TOTF.PA) reported an 8 percent drop in fourth-quarter profits due to lower oil prices and output but beat forecasts and said it would keep investing in a bet that demand for energy will recover.

France's biggest company by market value said underlying net profit -- which strips out one-off items and unrealised gains or losses related to changes in the value of inventories -- was 2.873 billion euros ($3.71 billion).

Total shares fell 0.7 percent to 39.82 at 0833 GMT but outperformed a 1.8 percent fall in the DJ Stoxx European oil and gas sector index .SXEP.
"All divisions were a little ahead of expectations," one dealer said.

For the full year, net profit rose 14 percent to a new record of 13.92 billion euros.

In dollar terms, Total's fourth-quarter underlying result fell 16 percent year-on-year, compared to a drop of 32 percent at Royal Dutch Shell and 35 percent at Britain's BP, when calculated on a similar basis.

The group made no comment on its C$617 million ($506 million) takeover bid for UTS Energy Corp (UTS.TO), which the Canadian company's management rejected on Monday.

Total upstream performance was hit by a $100/barrel drop in oil prices since July, and outages in Nigeria and Libya which helped cut fourth-quarter production 4 percent to 2.354 million barrels of oil equivalent per day.

Europe's third-largest oil company, with a market capitalisation of nearly 100 billion euros, said it will invest around $18 billion in projects in 2009, compared to $19 billion in 2008.

This echoes a trend of the very largest oil companies keeping investment roughly steady in the hope of avoiding big output drops in the years ahead, while small and medium size companies slash capital expenditure.

Soaring crude prices since 2004 were fuelled by the sluggish production growth which followed the industry-wide cutbacks in capex after crude hit $10/bbl in 1998.


NEW RESERVES

In 2008, Total enjoyed good success on exploration projects, with an organic replacement growth of 112 percent. In recent years large oil companies' reserves bases fell as new finds failed to match production.

Total's downstream segment, which includes the refinery business, performed well, with a 41 percent rise in profits.

In mature areas such as Europe, the group said it needed to reduce oversupply of gasoline due to a weaker export outlook to the United States.

The adjusted net profit of 2.9 billion euros compares with an average forecast of 2.6 billion euros in a Reuters poll of 11 analysts.
Total shares lost 31.5 percent in 2008, while the rest of the energy sector .SXEP plunged 40 percent.

(Additional reporting by Tom Bergin in London)

 

[Imark]

Buoni i conti dell'ultimo trimestre di Eni, che - al netto di perdite contabilizzate per effetto dell'abbattimento del valore delle riserve, in seguito al drastico calo del prezzo del petrolio - realizza un buon risultato per il 2008, con un utile che si attesta, al netto di quanto già detto, a 1,94 mld euro nel trimestre,

Il risultato, tenuto conto dell'abbattimento di valore delle riserve, vira invece in rosso, traducendosi in una perdita di 874 mln di euro.

La produzione di Eni risulta in crescita del 2,1% nel trimestre e del 3,5% nel 2008 y-o-y

Per il 2009, Eni conta di ridurre gli investimenti leggermente rispetto ai 14,56 mld euro impiegati nel 2008, così come anche nel quinquennio 2009-2012 gli investimenti sono previsti in leggero calo rispetto a stime precedenti, a quota 48,8 mld euro, calo dovuto principalmente ad una forte riduzione del capex (-30%) nei segmenti della raffinazione e del marketing.

Circa la produzione, Eni ha un forecast di crescita media del 3,5% annuo di qui al 2012, con una riduzione dei precedenti target (per un incremento produttivo medio pari al 4,5% nel periodo 2007-2011).

Stima inoltre un livello di rimpiazzamento delle riserve pari al 130% nel quinquennio 2009-2012.

Snam rete gas, controllata al 50,03% dalla stessa Eni, rileverà dalla società madre Italgas e Stoccaggi gas italia rispettivamente per 3,07 ed 1,65 mld euro.

Due link di approfondimento

http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=20601087&sid=a3cKEy94hfoI&refer=home


http://uk.reuters.com/article/oilRpt/idUKLD81012420090213?pageNumber=1&virtualBrandChannel=0
http://uk.reuters.com/article/oilRpt/idUKLD81012420090213?pageNumber=1&virtualBrandChannel=0

 

[Imark]

Sempre su Eni, un articolo del Sole 24 ore riprende il piano 2009-2012. Fra l'altro l'articolo informa delle decisioni del CdA Eni che prevedeno l'emissione, entro il febbraio 2010, di nuovi bond per 1,5 mld euro...

Eni, salgono gli utili nel 2008. Via libera al maxi-bond

13 febbraio 2009

Eni ha chiuso il 2008 con un utile netto consolidato in crescita del 7,7% a 10,2 miliardi, mentre nel quarto trimestre è risultato in flessione del 27,4% a 1,94 miliardi. Stabile rispetto all'esercizio precedente il dividendo proposto a 1,30 per azione di cui 0,65 già distribuiti come acconto. Il saldo del dividendo sarà messo in pagamento a partire dal 21 maggio con stacco cedola il 18 maggio. Buona la reazione degli investitori: titolo premiato in Borsa dopo la presentazione del piano strategico 2009-2012, con guadagni superiori al 2 per cento al giro di boa di metà seduta.

«Il 2008 - ha commentato l'amministratore delegato Paolo Scaroni - è stato un anno eccellente in termini economici e operativi. Nell'esplorazione e produzione siamo cresciuti più dei nostri peers. Nel settore gas & power, attraverso l'acquisizione di Distrigaz, abbiamo consolidato la nostra leadership in Europa. Guardando al futuro, Eni farà fronte alla recessione internazionale continuando a crescere e garantendo agli azionisti ritorni al top del settore».Quanto alla cessione da parte di Eni a Snam Rete Gas di Stogit e Italgas consentirà al gruppo «estrarrà sinergie e darà visibilità nel settore dei business regolati e non. Faremo fiorire il valore di questi beni per i nostri azionisti».

Il gruppo Eni prevede di aumentare la produzione di idrocarburi e i volumi venduti di gas nel mondo nel 2009. Mentre le vendite di prodotti petroliferi nella rete in Italia e nel mondo saranno in flessione. Lo scenario Eni assume un prezzo del Brent su base annua di 43 dollari al barile, crescita zero della domanda europea di gas e margini di raffinazione in flessione.

In crescita del 3,5% a livelli record la produzione di idrocarburi che si è attestata a 1,797 milioni di barili equivalenti al giorno «per effetto del contributo degli asset acquisiti nel Golfo del Messico, Congo e Turkmenistan (+62 mila barili/giorno) e della crescita registrata in Angola, Congo, Egitto, Pakistan e Venezuela.

Le vendite di gas nel mondo sono risultate pari a 104,23 miliardi di metri cubi, in aumento del 5,3% «per effetto dell'incremento delle vendite internazionali (+19,9%) dovuto al contributo dell'acquisizione di Distrigaz e alla crescita organica registrata sui mercati europei, nonchè alle favorevoli condizioni climatiche del primo trimestre. Questi effetti sono stati parzialmente compensati dalla performance negativa del mercato Italia (-5,8%)».

Il consiglio di amministrazione Eni, ha deliberato l'emissione di uno o più prestiti obbligazionari per un ammontare complessivo di 1,5 miliardi di euro, da emettersi in una o più tranche entro il 12 febbraio 2010. Le emissioni, si legge in una nota, perseguono l'obiettivo di un migliore equilibrio tra l'indebitamento a breve e a medio/lungo termine di Eni.

Il piano strategico 2009-2012

Eni, presentando il piano strategico alla comunità finanziaria a Londra, ha confermato la strategia di crescita della produzione di idrocarburi con un tasso di incremento medio annuo del 3,5% nel periodo 2009-2012.

La strategia di crescita è basata sui programmi di sviluppo per linee interne ed è accompagnata da un tasso di rimpiazzo delle riserve prodotte del 130 per cento. Oltre il periodo considerato dal piano, il gruppo prevede di mantenere un elevato tasso di crescita produttiva, con un incremento medio annuo del 3% fino al 2015.

Nel 2012 la produzione di idrocarburi supererà i 2 milioni di barili di petrolio equivalente al giorno, considerando uno scenario di 55 dollari al barile. Nel 2009 la produzione sarà superiore a 1,8 milioni di barili di petrolio equivalente al giorno allo scenario di 43 dollari al barile.

La crescita sarà focalizzata su tre aree strategiche principali: Africa, Paesi Ocse e Asia centrale/Russia. In queste aree saranno concentrati oltre il 90% della produzione e degli investimenti al 2012. Eni manterrà una crescita costante anche in condizioni di scenario maggiormente penalizzanti, grazie alla focalizzazione sulle attivita convenzionali e alla qualita del portafoglio di progetti, caratterizzato dall'esposizione ad aree con bassi costi di esplorazione e produzione e dalla presenza di progetti di grande dimensione con benefici di scala.

Nell'arco del quadriennio di riferimento del piano, Eni mettera in esercizio nuova produzione per oltre 0,5 milioni di barili di petrolio equivalente al giorno, di cui l'85% relativa a progetti che risultano economici anche con uno scenario futuro inferiore ai 45 dollari al barile.

Gas & Power

Eni rafforzerà la propria leadership nel mercato europeo del gas naturale, dove vanta un posizionamento competitivo unico grazie alla diversificazione e alla dimensione dei propri contratti di fornitura a lungo termine di gas e all'accesso a un ampio sistema di infrastrutture e portafoglio clienti. Eni, malgrado il ridimensionamento delle aspettative di crescita dei consumi di gas in Europa, punta ad aumentare le proprie vendite internazionali di gas ad un tasso medio annuo del 7%, anche grazie al contributo di Distrigas, fino a raggiungere i 124 miliardi di metri cubi di vendite totali entro il 2012.

Oltre ad aumentare la propria quota di mercato nei principali Paesi europei, Eni incrementerà le vendite negli Stati Uniti, grazie alla valorizzazione del gas prodotto nel Golfo del Messico e alle forniture di gas naturale liquefatto. Nei quattro anni di piano Eni prevede di conseguire in G&P un Ebidta pro-forma adjusted complessivo di 20 miliardi di euro, superiore di un miliardo rispetto all'obiettivo fissato nel precedente piano, grazie alla crescita di risultato delle attivita regolate e all'espansione dei mercati internazionali.

Refining & Marketing

La strategia di Eni nel settore R&M punta al rafforzamento selettivo del sistema di raffinazione, al miglioramento degli standard qualitativi delle attivita commerciali e all'incremento diffuso dell'efficienza operativa, con l'obiettivo di conseguire al 2012 un aumento dell'Ebit di 400 milioni di euro a scenario costante.

In particolare, nella raffinazione Eni intende incrementare il grado di complessità degli impianti e le rese nei distillati medi, valorizzando le tecnologie proprietarie. Per quanto riguarda il marketing, l'obiettivo e il consolidamento della leadership nel mercato italiano, incrementando la quota di mercato fino al 32% al 2012, anche attraverso i programmi di fidelizzazione e l'ampliamento dell'offerta dei prodotti non oil.

Piano di investimenti e programma di efficienza

Eni programma investimenti tecnici per 48,8 miliardi di euro nel periodo 2009-2012, lievemente inferiori rispetto a quanto programmato nel precedente piano 2008-2011. Gli investimenti nel settore Exploration & Production sono stimati a 34 miliardi di euro e saranno destinati al supporto della crescita produttiva nel quadriennio e negli anni successivi.

Sul fronte dell'efficienza, Eni ha raddoppiato il programma lanciato nel 2006, dopo aver già conseguito a fine 2008 una riduzione di costi pari a quasi 1 miliardo di euro. Il nuovo programma consentira di raddoppiare a circa 2 miliardi di euro entro il 2012 la riduzione dei costi reali e a perimetro di attività 2005.