Roma - "Nel terzo trimestre abbiamo compiuto tre fondamentali passi nella messa a regime del nostro portafoglio upstream: la stabilizzazione a plateau della produzione di Goliat, il riavvio di Kashagan ed il ramp-up di Nooros, testimonianza del successo della nostra strategia esplorativa che privilegia la riduzione del time-to-market". Lo ha detto l'amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, commentando i risultati trimestrali che confermano i target del gruppo. "Questi risultati, insieme al riavvio della produzione in Val d'Agri, consentiranno di rinforzare dal quarto trimestre la generazione di cassa che beneficia al contempo della riduzione dei costi di sviluppo e di estrazione. Continuano inoltre gli sforzi per la messa in produzione in tempi record di Zohr, mentre buone notizie arrivano anche da Coral, in Mozambico, per il quale abbiamo firmato il contratto di vendita del gas, altro passo fondamentale per l'avvio della fase costruttiva del progetto", ha aggiunto l'ad. "Nei business mid-downstream, tutti positivi in termini di free cash flow nonostante il contesto negativo, prosegue la realizzazione dei piani di ottimizzazione mentre nel trimestre abbiamo dato avvio alla fase esecutiva del nostro nuovo piano di produzione di energia da fonti rinnovabili. Le strategie e gli obiettivi di Gruppo, comprese le cessioni, restano confermati", ha concluso Descalzi.
Eni, risultato operativo adjusted 9 mesi a 1,03 miliardi di euro
La produzione di Eni nel terzo trimestre dell'anno si è attestata a 1,71 milioni di barili/giorno, in crescita dello 0,4% (+0,5% nei nove mesi). Lo afferma la società spiegando che la produzione sarebbe aumentata del 2,2% nel trimestre (+1,6% nei nove mesi) "se si escludono il fermo in Val d'Agri, operazioni di portafoglio e l'effetto prezzo dei contratti petroliferi".
Cda nomina componenti Organismo di Vigilanza
Eni conferma inoltre la guidance di un livello produttivo "sostanzialmente stabile rispetto al 2015, nonostante il fermo Val d'Agri". Confermati gli obiettivi di efficienza operativa nel settore upstream con costi operativi unitari pari a 6,6 dollari/boe e DD&A (ammortamenti) unitari pari a 10,4 dollari/boe nei nove mesi. Confermata anche la riduzione di circa il 20% degli investimenti 2016 (rispetto al 2015) e l'autofinanziamento dei capex allo scenario Brent di circa 50 dollari/barile nel 2016. (AGI)