Eni, del Q3 utile operativo adjusted di €3.014 mln (-48%); Descalzi: "Progressi nella strategia di trasformazione"
Descalzi, amministratore delegato di Eni: "EBIT a €4 mld e flusso di cassa operativo €3,4 mld; rivediamo al rialzo le nostre previsioni annuali di entrambi"
Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 (non sottoposti a revisione contabile).
Questo il commento dell'amministratore delegato Claudio Descalzi:
"Nel terzo trimestre ’23 abbiamo compiuto importanti progressi nella attuazione della nostra strategia di trasformazione e, ancora una volta, abbiamo conseguito eccellenti risultati operativi e finanziari. Nella E&P stiamo accelerando i piani di sviluppo del gas equity e della produzione di GNL, leva fondamentale per assicurare forniture energetiche affidabili e al tempo stesso per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione.
La straordinaria scoperta di Geng North-1, a oggi la più importante dell’anno a livello di intera industria, il prossimo completamento dell’acquisizione di Neptune e l’acquisto delle attività di Chevron in Indonesia ci mettono nella condizione favorevole di poter accedere a un enorme volume di risorse nell’offshore del bacino di Kutei. Abbiamo avviato in meno di due anni dalla scoperta, la produzione del super giacimento Baleine nell’offshore della Costa d’Avorio, a conferma della validità del nostro modello di sviluppo basato su tempi rapidi di esecuzione e accrescimento di valore; un progetto in grado di coniugare gli obiettivi di sicurezza energetica, garantendo le necessarie fonti tradizionali, con la decarbonizzazione delle operazioni rappresentando il primo progetto a zero emissioni nette dell’Africa (ambiti 1 e 2).
GGP ha incrementato in modo sostanziale il portafoglio di GNL contrattualizzato grazie a tre nuovi accordi di lungo termine in Congo, Qatar e Indonesia per un volume totale a regime di 6,5 mld mc/anno. I settori della transizione energetica stanno crescendo in maniera rapida. Enilive (Eni Sustainable Mobility) ha completato l’operazione relativa alla joint venture della bioraffineria di Chalmette negli USA e sta valutando altri progetti internazionali di espansione nei biocarburanti facendo leva sulle nostre tecnologie e competenze distintive. Plenitude è prossima a traguardare i 3 GW pianificati di capacità rinnovabile installata entro fine anno, come pure gli obiettivi reddituali. Il perfezionamento dell’acquisizione di Novamont rafforzerà la trasformazione di Versalis in chiave chimica verde. A tutto questo, si aggiunge il consolidamento del nostro portafoglio di soluzioni CCS, tra i migliori del settore, grazie all’assegnazione della licenza di stoccaggio di Hewett nel Regno Unito e a importanti progressi tecnici e regolatori.
In un contesto di mercato ancora molto volatile, l’EBIT proforma adjusted comprensivo dei risultati in quota Eni delle nostre Joint Ventures e collegate ha raggiunto €4 mld per effetto della crescita sequenziale dei risultati di E&P, Raffinazione e attività retail. Il flusso di cassa operativo di €3,4 mld si traduce in un flusso di cassa discrezionale, free cash flow, di circa €1,5 mld una volta finanziati investimenti organici pari a €1,9 mld. Sia l’utile operativo sia la generazione di cassa si collocano in vetta alla serie storica di risultati trimestrali. Il free cash flow discrezionale cumulato fino a oggi di circa €6,2 mld supera ampiamente la prevista remunerazione degli azionisti per il 2023 compreso il riacquisto di azioni, contribuendo in tal modo a migliorare la flessibilità finanziaria e gli indici di solidità patrimoniale con un rapporto di leva stabile a 0,15.
Guardando al futuro, riteniamo che l’evidente miglioramento dei fondamentali del business e i progressi strategici saranno alla base di attrattivi ritorni per gli azionisti e, coerentemente a tali prospettive, rivediamo al rialzo le nostre previsioni annuali di EBIT e flusso di cassa operativo, mentre aumentiamo il passo del programma di buyback per l’anno corrente."
I risultati del terzo trimestre del 2023
Nel terzo trimestre 2023 il Gruppo ha conseguito l’utile operativo adjusted di €3.014 mln con una riduzione del 48% rispetto al terzo trimestre 2022 dovuta principalmente ai settori E&P (-39% a €2.605 mln) e GGP (-90% a €111 mln) per effetto della flessione del prezzo del petrolio e delle quotazioni del gas naturale in tutte le aree geografiche con conseguente riduzione delle opportunità di trading.
Il business Enilive e Refining (-16% a €599 mln) sconta il restringimento dei differenziali greggi leggeri- pesanti e una leggera flessione di Enilive. Positivo il risultato del settore Plenitude & Power (+27%). Il business della Chimica ha proseguito il negativo andamento dell’anno (una perdita operativa adjusted di €0,2 mld nel terzo trimestre 2023) a causa della flessione della domanda e dei deboli fondamentali dell’industria.
Nel terzo trimestre 2023 l’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni è stato di €1.818 mln in riduzione di €1.912 mln rispetto al terzo trimestre 2022 (-51%) per effetto del minor utile operativo e dei minori risultati delle partecipate. Nei nove mesi 2023 il Gruppo ha conseguito un utile netto adjusted di €6.660 mln, in riduzione del 38% rispetto ai nove mesi 2022.
Il tax rate consolidato adjusted del terzo trimestre e dei nove mesi 2023 è pari al 44%, in aumento di 5 punti percentuali rispetto ai corrispondenti periodi 2022, per effetto della windfall tax sugli utili delle società del settore energia del Regno Unito in vigore dal terzo trimestre 2022, dello scenario sfavorevole, nonché dell’impatto di oneri non deducibili del settore E&P, in particolare le radiazioni di costi esplorativi, in parte compensati dalla maggiore incidenza dell’utile imponibile conseguito dalle controllate Italiane. Nel confronto sequenziale è opportuno sottolineare che il tax rate del terzo trimestre 2023 si riduce di 3 punti percentuali a seguito della normalizzazione degli oneri deducibili e dei tax rate delle principali giurisdizioni del settore E&P.
Le acquisizioni al netto dei disinvestimenti ammontano a circa €1,5 mld principalmente riferiti all’acquisizione degli asset di bp in Algeria, alla bioraffineria St. Bernard, agli asset del business rinnovabili di Plenitude e del saldo del corrispettivo relativo all’acquisizione del gruppo PLT effettuata alla fine del 2022, in parte compensati dalla cessione del 49,9% della partecipazione Eni nelle società di gestione dei gasdotti TTPC/Transmed a seguito dell’accordo con Snam, nonché di altri asset non strategici.
L’incremento dell’indebitamento ante IFRS 16 pari a circa €1,7 mld è dovuto al flusso di cassa netto da attività operativa adjusted di circa €12,9 mld, agli investimenti netti di €6,7 mld, ai fabbisogni di circolante (€1,5 mld), al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni e all’acquisto di azioni proprie di €3,3 mld, all’effetto netto di acquisizioni/disinvestimenti (€1,5 mld), ad altre attività d’investimento e altre variazioni (€0,7 mld), nonché al pagamento delle rate di leasing e delle cedole dei bond ibridi (€0,8 mld).
Il patrimonio netto (€57,3 mld) aumenta di €2 mld rispetto al 31 dicembre 2022 per effetto dell'utile netto del periodo (€4,7 mld), della variazione positiva della riserva cash flow hedge (€0,4 mld) e delle differenze positive di cambio (circa €0,3 mld) che riflettono l'apprezzamento del dollaro rispetto all’euro, nonché dell’effetto positivo dell’emissione del bond convertibile (€0,08 mld), in parte compensati dai dividendi distribuiti agli azionisti (€2,3 mld) e del riacquisto di azioni proprie (€1 mld).
L’indebitamento finanziario netto ante lease liability al 30 settembre 2023 è pari a €8,7 mld, in aumento di circa €1,7 mld rispetto al 31 dicembre 2022. Il leverage7 – rapporto tra indebitamento finanziario netto ante lease liabilities e patrimonio netto – si attesta a 0,15 al 30 settembre 2023 (0,13 al 31 dicembre 2022).
Principali sviluppi di business
L'acquisizione di Neptune ha ricevuto il via libera delle Autorità antitrust UE, con il perfezionamento della transazione atteso entro il primo trimestre 2024.
Nei nove mesi 2023, il portafoglio risorse è stato incrementato di circa 580 milioni di boe, grazie soprattutto alle scoperte realizzate nell’offshore di Egitto, Congo, Messico e Indonesia.
In agosto, avviato il giacimento petrolifero di Baleine, offshore della Costa d'Avorio, con un rapido time- to-market. Lo start-up produttivo è stato conseguito grazie al distintivo modello Eni di sviluppo per fasi e con approccio fast track, a meno di due anni dalla scoperta e a meno di un anno e mezzo dalla decisione finale di investimento. Il progetto sarà il primo a zero emissioni nette (ambito 1 e 2) del continente africano. La produzione di gas sarà fornita alla rete nazionale, consentendo al Paese di soddisfare il proprio fabbisogno interno di elettricità, facilitando l'accesso all'energia e rafforzando il suo ruolo di hub energetico regionale per i Paesi limitrofi.
A settembre, Eni e Oando PLC, la principale società petrolifera privata nigeriana, hanno concordato i termini per la cessione di Nigerian Agip Oil Company Ltd (NAOC Ltd), società interamente controllata da Eni e attiva in Nigeria nell'esplorazione e produzione di idrocarburi onshore e nella generazione di energia elettrica. L'accordo prevede lo scorporo della partecipazione di Eni nella JV SPDC.
In ottobre, annunciata l’importante scoperta a gas di Geng North-1, nella licenza offshore North Ganal, in Indonesia. Le stime preliminari evidenziano volumi complessivi pari a 5 trilioni di piedi cubi (Tcf) di gas e 400 milioni di barili di condensati. Questa scoperta, unitamente all'imminente completamento dell'acquisizione di Neptune che possiede partecipazioni in attività limitrofe e al recente acquisto delle interessenze di Chevron nei blocchi Rapak e Ganal PSC, apre una serie di opportunità nel settore del gas naturale in Indonesia, dove una grande quantità di risorse di gas sarà sviluppata in sinergia con gli attuali campi operati da Eni (ad esempio Jangkrik), i nuovi progetti di sviluppo (come Geng North) e facendo leva sul terminale di esportazione di GNL di Bontang, e in tal modo contribuirà a trasformare il bacino del Kutei in un nuovo hub mondiale del gas.
A settembre, Eni ha firmato con la JV Marine XII in Congo un contratto di acquisto di volumi di GNL provenienti dal progetto Congo LNG fino a 4,5 mld di metri cubi/anno a partire da dicembre 2023. Il progetto e i relativi prelievi si articoleranno in due fasi: nella prima, l'impianto Tango FLNG avrà una capacità di liquefazione di 0,9 mld di metri cubi, poi nel 2025 entrerà in produzione un secondo impianto con una capacità di 3,6 mld di metri cubi.
A ottobre, Eni ha firmato un accordo triennale di compravendita di GNL da 0,8 mld di metri cubi/anno con Merakes LNG Sellers, a partire da gennaio 2024 che, in aggiunta al contratto con Jangkrik LNG Sellers per 1,4 mld di metri cubi/anno, dal 2017, incrementa il GNL complessivo disponibile dall'impianto di Bontang.
A ottobre, firmato un contratto di lungo termine per la fornitura fino a 1,5 mld di metri cubi di GNL/anno con QatarEnergy LNG NFE (5), la joint venture tra Eni e QatarEnergy per lo sviluppo del progetto North Field East. Il GNL sarà consegnato presso il terminale ricevente "FSRU Italia", a Piombino, con consegne previste a partire dal 2026, per 27 anni. L'accordo amplia il portafoglio di importazioni dal Qatar, rispetto a 2,9 mld di metri cubi/anno che Eni importa in Europa già dal 2007.
Nel mese di giugno, avviate le operazioni presso la bioraffineria di Chalmette in Louisiana (USA) attraverso la joint venture paritetica in St. Bernard Renewables LLC (SBR) tra Eni Sustainable Mobility Spa e PBF Energy Inc. (PBF). La bioraffineria ha una capacità di lavorazione di circa 1,1 mln di tonnellate/anno di materie prime.
A settembre, Versalis e Technip Energies, hanno finalizzato una collaborazione per integrare le rispettive tecnologie Hoop® di Versalis e di purificazione Pure.rOilTM e Pure.rGasTM di T.EN per il riciclo chimico avanzato dei rifiuti plastici.
A settembre, Enilive e il produttore chimico sud-coreano LG Chem hanno avviato uno studio di fattibilità per la costruzione di una bioraffineria presso il complesso chimico Daesan di LG Chem, a sud-est di Seul, con una capacità di lavorazione di circa 400 mila tonnellate di materie prime biologiche utilizzando la tecnologia EcofiningTM di Eni.
A ottobre, Versalis ha perfezionato l'acquisto del 64% della partecipazione in Novamont posseduta dall’azionista Mater-Bi, acquisendo il controllo totalitario.
A luglio, Vårgrønn, joint venture tra Plenitude e HitecVision, e la società irlandese di servizi energetici integrati Energia Group hanno definito un accordo per lo sviluppo di due progetti eolici offshore in Irlanda, con una capacità totale fino a 1,8 GW entro il 2030.
A settembre, Plenitude ha inaugurato il suo primo impianto fotovoltaico realizzato nella Repubblica del Kazakhstan. L’impianto della capacità di 50 MW è in grado di produrre fino a circa 90 GWh/anno.
A ottobre, Dogger Bank, il più grande parco eolico offshore del mondo di cui Vårgrønn detiene una quota del 20%, ha avviato la produzione di energia, trasmessa alla rete nazionale del Regno Unito.
Ad ottobre firmato un accordo con l’azienda farmaceutica Dompé nell’ambito della ricerca e sviluppo aventi come obiettivo la salute delle persone e delle comunità nei territori in cui Eni opera e più in generale tematiche di salute globale.
Outlook 2023
Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio 2023:
E&P: produzione di idrocarburi, ridotto l’intervallo di variabilità della previsione annuale a 1,64-1,66 mln di boe/g (in precedenza 1,63-1,67 mln boe/g).
E&P: in virtù dei recenti successi esplorativi (Egitto e Indonesia), l’obiettivo esplorativo originario di 700 mln di boe di nuove risorse sarà superato.
GGP: confermata previsione annua di EBIT adjusted, già precedentemente rivista al rialzo, nell’intervallo €2,7 mld - €3,0 mld.
Plenitude: EBITDA proforma adjusted rivisto al rialzo a circa €0,9 mld rispetto alla previsione originaria di €0,7 mld.
Enilive, Refining e Chimica: EBITDA proforma adjusted di Enilive a circa €1 mld, migliorando la precedente previsione di oltre €0,9 mld. EBIT proforma adjusted2 del downstream atteso a circa €1 mld, in aumento rispetto alla previsione di metà anno di €0,8 mld.
Risultati consolidati: rivista al rialzo la previsione annua di EBIT adjusted a circa €14 mld rispetto alla precedente indicazione nella semestrale di €12 mld, riflettendo il miglioramento dello scenario3, ma anche una stima migliorativa delle prestazioni industriali che aggiungono circa €2,6 mld di risultato, in aumento di €0,6 mld rispetto alla precedente previsione. Coerentemente con le assunzioni di EBIT, il flusso di cassa4 è atteso a circa €16,5 mld (rispetto al precedente obiettivo nell’intervallo €15,5 mld - €16 mld). Al 30 settembre 2023 conseguiti circa l’80% della previsione annua sia di EBIT adjusted sia di cash flow. Queste proiezioni sono esposte alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi. Il management stima un impatto di circa €130 mln sul flusso di cassa per ogni variazione di 1 $ del prezzo del Brent (su base annua).
Investimenti di Gruppo: attesi a circa €9 mld, in riduzione di circa il 6% rispetto alla previsione originaria, beneficiando di continue azioni di ottimizzazione e di efficienza.
Leverage: previsto entro l’intervallo dichiarato di 0,1-0,2.
Remunerazione degli azionisti: il dividendo 2023 di €0,94 per azione, pagato in quattro tranche, è stato approvato dall’Assemblea degli Azionisti del 10 maggio 2023. Il pagamento della prima tranche trimestrale è stato eseguito a settembre 2023. Le prossime tranche sono previste in pagamento a novembre 2023 (€0,23 per azione5), marzo 2024 e maggio 2024. Il piano di acquisto di azioni proprie approvato dalla stessa Assemblea per un ammontare di €2,2 mld fino ad un massimo di €3,5 mld è stato avviato a maggio con completamento atteso entro aprile 2024, con un’accelerazione del passo degli acquisti attesa negli ultimi mesi del 2023.