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Eni: primo trimestre 2021 con utile netto adjusted a 270 mln, Ebit adjusted a 1,3 mld 

L'ad Descalzi: "Continueremo a perseguire la nostra strategia di transizione energetica e di decarbonizzazione"

30 Aprile 2021

Eni: primo trimestre 2021 con utile netto adjusted a 270 mln, Ebit adjusted a 1,3 mld 

Claudio Descalzi, ENI (LaPresse)

Eni, primo trimestre 2021 in miglioramento. Descalzi: "Guardiamo con ottimismo i prossimi mesi"

Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Lucia Calvosa, ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2021 (non sottoposti a revisione contabile).

Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato: “In un primo trimestre ancora fortemente caratterizzato dagli effetti dei lockdown Eni ha evidenziato una robusta ripresa dei risultati, in particolare nel settore E&P e nella chimica. Prosegue la crescita del nostro business retail G&P (+19% l’EBIT rispetto al 2020), grazie alla espansione dei clienti power e dei servizi extra-commodity. La performance di R&M è stata invece penalizzata dalla ridotta domanda di carburanti in Europa, derivante dalla pandemia, e da un margine di raffinazione negativo. Nell’ambito di uno scenario complesso, l’EBIT adjusted a livello di gruppo di €1,3 miliardi è in linea con il primo trimestre dello scorso anno e risulta quasi triplicato rispetto a fine 2020. Si consolida inoltre la crescita dell’utile netto, pari a €270 milioni, quasi quintuplicato rispetto allo stesso trimestre 2020. Il trimestre ha registrato una generazione di cassa organica prima della variazione del capitale circolante di circa €2 miliardi, nettamente superiore agli investimenti del periodo di €1,4 miliardi. Il progressivo miglioramento del quadro pandemico ed economico a livello globale ci consente di guardare con ottimismo ai prossimi mesi e di prevedere una generazione di free cash flow nell’anno superiore a €3 miliardi sulla base dei prezzi correnti del Brent di 60 $/barile. In questo contesto continueremo a perseguire la nostra strategia di transizione energetica e di decarbonizzazione, assicurando il rafforzamento della nostra struttura patrimoniale ed una politica di distribuzione competitiva per i nostri azionisti.”

Primo trimestre caratterizzato dal rafforzamento dello scenario upstream in linea con l’andamento dei benchmark: petrolio Brent a 61 $/bbl (+21% vs. primo trimestre 2020; +38% vs. quarto trimestre 2020). I prezzi di realizzo Eni non recepiscono completamente tale miglioramento a causa dell’apprezzamento di circa il 10% del cambio EURO vs. USD.

· Scenario di raffinazione depresso con il margine SERM negativo (-0,6 $/bbl) per effetto dei lockdown e ridotto traffico aereo. · EBIT adjusted: €1,3 miliardi, in forte crescita rispetto al quarto trimestre 2020 (+171%) a parità di produzione (1,7 milioni boe/giorno). I

n linea con il primo trimestre 2020 nonostante -86 mila boe/giorno di minore produzione, quasi interamente olio, e le performance negative di R&M (-€240 milioni) dovute allo scenario sfavorevole per la raffinazione (SERM negativo) e alla riduzione delle vendite di prodotti petroliferi (-10% per la rete) per i lockdown, nonché di GGP (-€263 milioni) dovute, principalmente, a effetti positivi di ottimizzazione portafoglio una tantum intervenuti lo scorso anno e alla contrazione dello spread PSV-TTF. In aumento la E&P (+€341 milioni) per la ripresa del Brent. Significativa la ripresa della chimica (+€104 milioni) grazie alla temporanea carenza di prodotto a livello globale a seguito delle condizioni meteo estreme negli USA al quale il business ha risposto incrementando i volumi in un contesto di ripresa della domanda.

· Utile netto adjusted: €270 milioni pari a quasi cinque volte quello conseguito nel primo trimestre 2020.

· Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo: €1,96 miliardi a fronte di capex netti pari a €1,4 miliardi (-27% vs primo trimestre 2020). Forte generazione di free cash flow organica (circa €600 milioni) prima dell’assorbimento del capitale circolante.

· Portafoglio: esborsi netti di circa €400 milioni interamente orientati ai business green.

· Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16: €12,2 miliardi, in lieve aumento vs. 31 dicembre 2020 per operazioni di M&A ed effetto cambio. Leverage invariato al 31%.

· Il riequilibrio del mercato petrolifero globale e la ripresa dei consumi di carburanti nel corso del 2021 sono ancora esposti a rischi e incertezze a causa della recrudescenza della pandemia COVID[1]19 che vede importanti economie, quali quelle dell’Europa Occidentale, ancora in stato di parziale lockdown.

· Confermata produzione di idrocarburi nell’anno pari a circa 1,7 milioni di boe/giorno (assumendo tagli OPEC+ di circa 35 mila boe/giorno in media annua) e una previsione di spending organico per investimenti di circa €6 miliardi; al prezzo corrente del Brent di 60 $/bbl è previsto un cash flow operativo ante working capital superiore a €9 miliardi.

· Cash neutrality per la copertura della spesa organica e del floor dividend raggiunta con un livello del Brent pari a 51 $/bbl.

· A fine luglio, in occasione dell’Interim Report, sarà comunicato l’aggiornamento della previsione del Brent di riferimento 2021 che contribuirà alla determinazione della componente variabile del dividendo e della possibile riattivazione del buy-back nel 2021. Al floor dividend di €0,36 per azione, verrà sommata una componente variabile di valore crescente a partire da un Brent di riferimento pari a 43 $/bbl. Il buy-back sarà attivato a partire da un Brent di riferimento di 56 $/bbl.

 · Produzione d’idrocarburi del primo trimestre: 1,7 milioni di boe/giorno in calo di circa il 4% rispetto al primo trimestre 2020 (al netto dei tagli OPEC+, dell’effetto prezzo positivo dei PSA e del portafoglio) come conseguenza del rallentamento degli investimenti di sviluppo, parzialmente compensato dalla crescita delle produzioni in Egitto supportata dalla robusta ripresa della domanda gas nel paese. Record produttivo per Zohr con 87 milioni di metri cubi/giorno, al massimo della capacità produttiva. Avviato ad aprile il giacimento a gas Merakes nell’offshore dell’Indonesia in sinergia con la FPU di Jangkrik. Contributo da avvii/ramp-up di 33 mila boe/giorno tra i quali, Berkine in Algeria, Agogo in Angola e il progetto gas Mahani (Eni 50%) nell’Emirato di Sharjah (EAU) a solo un anno dalla scoperta.

· Successi esplorativi: in linea con la strategia esplorativa focalizzata su aree in prossimità di infrastrutture esistenti (“infrastructure-led exploration”) e ridotto tempo di messa in produzione, nei primi tre mesi dell’anno Eni ha annunciato:

‐ la scoperta a olio di Cuica-1 nel blocco operato 15/06 (Eni 36,84%) offshore Angola, secondo ritrovamento nell’area di sviluppo di Cabaça, che consentirà di allungare la vita utile della FPSO che opera il blocco;

‐ due scoperte a olio partecipate dalla JV Vår Energi in prossimità di infrastrutture già in produzione o di prossima entrata in produzione rispettivamente nei prospect Blasto Main nel Mare del Nord e Isflak nel Mare di Barents con riserve di olio in posto stimate complessivamente tra 200 e 350 milioni di barili.

· Rinnovo portafoglio esplorativo con circa 9.000 chilometri quadrati di nuovi permessi:

‐ Emirati Arabi Uniti: assegnato il Blocco 7 (Eni 90%), situato nell’onshore di Ras Al Khaimah;

‐ Vietnam: completata l’acquisizione con il ruolo di operatore del Blocco 115/09 (Eni 100%), nel bacino del Song Hong; ‐ Regno Unito: assegnata con il ruolo di operatore la licenza esplorativa P2511 (Eni 100%) nel Mare del Nord;

‐ Norvegia: assegnate 10 nuove licenze esplorative di cui 2 come operatore nel Mare del Nord e 3 come operatore nel Mare di Barents. Le licenze acquisite si trovano in prossimità di aree già in produzione o sviluppo.

‐ Pakistan: definito accordo per la cessione a un operatore locale delle attività Eni nel Paese, che comprendono otto licenze di sviluppo e produzione e quattro licenze di esplorazione.

‐ Nigeria: ceduto il blocco onshore in produzione e sviluppo OML 17 (Eni 5%).

· Avanzamento del progetto integrato HyNet North West che ha ricevuto fondi da parte dello UK Research and Innovation (UKRI) per finanziare una quota dei costi di studio e progettazione: il progetto è finalizzato alla realizzazione di un’infrastruttura di cattura e stoccaggio dell’anidride carbonica (CCS) e vede Eni operatore delle attività di trasporto e stoccaggio della CO2 utilizzando i propri giacimenti di gas esauriti situati a circa 30 Km dalla costa nella baia di Liverpool.

· Utile operativo adjusted E&P in ripresa nel primo trimestre a €1,38 miliardi, con un incremento di circa il 70% rispetto al quarto trimestre 2020. Il confronto rispetto al primo trimestre 2020 presenta una crescita significativa del 33%, guidata dalla ripresa dello scenario petrolifero.

Riavviato l’impianto di liquefazione di Damietta, ed eseguiti alcuni carichi di GNL, con la finalizzazione a marzo degli accordi con le autorità della Repubblica Araba d’Egitto (ARE) e il partner spagnolo Naturgy per la risoluzione di tutte le questioni pendenti della JV Unión Fenosa Gas con i partner egiziani.

· Eni, attraverso la ristrutturazione di Unión Fenosa Gas, ha rilevato la quota del 50% nell’impianto di Damietta e della relativa capacità di liquefazione, nonché le attività di commercializzazione del gas in Spagna detenute da UFG. L’approvvigionamento egiziano consolida la strategia di sviluppo integrato di Eni aumentandone i volumi e la flessibilità in portafoglio, in sinergia con i propri asset upstream.

· Risultato operativo adjusted GGP: perdita di €30 milioni nel trimestre, in peggioramento rispetto al primo trimestre 2020 (-€263 milioni) a seguito di effetti positivi di ottimizzazione portafoglio una tantum intervenuti lo scorso anno e alla contrazione dello spread PSV-TTF. 

· Avviato il nuovo impianto BTU, Biomass Treatment Unit, che consentirà alla bioraffineria di Gela di utilizzare fino al 100% biomasse che non siano in competizione con la filiera alimentare per la produzione di biocarburanti.

· In corso di studio la costruzione di nuove unità per il potenziamento dell’impianto di pretrattamento delle cariche che alimentano la bioraffineria di Venezia con l’obiettivo di aumentare la flessibilità di approvvigionamento e arrivare ad azzerare l’utilizzo dell’olio di palma per la produzione di biocarburanti entro il 2023.

· In linea con la strategia di crescita nell’economica circolare, firmato un accordo per l’acquisizione della società FRI-EL Biogas Holding, leader italiano nel settore della produzione di biogas, con l’obiettivo di trasformarlo in biometano da commercializzare nelle stazioni di servizio Eni.

· Nell’ambito della linea di prodotti Versalis Revive®, lanciato un nuovo prodotto per imballaggi alimentari realizzato al 75% con polistirene da riciclo ricavato dalla raccolta differenziata domestica.

Il nuovo prodotto sviluppato da Versalis e Forever Plast S.p.A., è frutto della collaborazione con vari operatori della filiera dell’industria del polistirene: Corepla, Pro Food e Unionplast.

· Risultato operativo adjusted di R&M: perdita di €159 milioni nel trimestre in netto peggioramento rispetto al trimestre di confronto a causa dello scenario sfavorevole della raffinazione e della riduzione delle vendite di prodotti petroliferi per la perdurante crisi della domanda di carburanti nei principali mercati di riferimento (Italia ed Europa Occidentale) dovuta alle misure anti-COVID 19.

· Utile operativo adjusted della Chimica: significativo miglioramento di performance, pari a €39 milioni di utile rispetto alla perdita di €65 milioni registrata nel periodo di confronto, cogliendo, grazie alla maggiore disponibilità degli impianti e all’impennata delle quotazioni, le opportunità di mercato dovute al temporaneo shortage globale di prodotto derivante dagli eventi climatici estremi in USA, in un contesto di moderata ripresa della domanda di prodotti chimici.

Eni gas e luce, Power & Renewables · Ingresso nella Penisola Iberica: finalizzato l’accordo per l’acquisizione del 100% della società Aldro Energía attiva nel mercato della vendita di energia elettrica, gas e servizi nel settore retail con un portafoglio di circa 250 mila clienti e firmato un accordo con X-Elio per l’acquisizione di tre progetti fotovoltaici per una capacità complessiva di 140 MW. · Accordo tra Eni gas e luce e Be Charge per aumentare la dotazione nazionale di infrastrutture di ricarica per la mobilità elettrica, che saranno alimentate con energia verde fornita da Eni gas e luce.

· Costituita GreenIT, joint venture con CDP Equity, per lo sviluppo, la costruzione e la gestione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia. La JV ha l'obiettivo di raggiungere una capacità installata di circa 1 GW. 

· Portafoglio clienti retail sostanzialmente in linea rispetto alla fine del 2020 a 9,56 milioni di punti di consegna.

· Programma di espansione della capacità di generazione di energia rinnovabile: al 31 marzo 2021 la capacità installata è pari a 307 MW (+56 MW rispetto al 31 marzo 2020). La capacità complessiva installata e in fase di sviluppo è di oltre 1 GW.

· Utile operativo adjusted EGL, Power & Renewables: €202 milioni nel trimestre (+6% rispetto al periodo di confronto) nonostante lo scenario ancora recessivo dell’economia italiana.

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