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Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del primo trimestre 2020.

Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato: “Il periodo che stiamo vivendo dallo scorso marzo è per l’economia mondiale il più complesso degli ultimi 70 anni e oltre. Per l’industria energetica, ed in particolare per l’Oil&Gas, la complessità è ancora maggiore dato il sovrapporsi degli effetti della pandemia al crollo del prezzo del petrolio. Eni sta affrontando questo periodo contando su un’organizzazione operativa sicura per i suoi dipendenti, contrattisti e per le popolazioni dei Paesi ospitanti. D’altro canto, le persone Eni hanno dimostrato un’elevata capacità e disponibilità ad adattarsi alle condizioni di questo difficile momento, consentendo al Gruppo di lavorare in totale continuità. E di questo le ringrazio. Inoltre il portafoglio di business mostra di essere resiliente come mai in passato, mentre la struttura patrimoniale è molto solida, frutto del lavoro fatto negli ultimi anni. In particolare il portafoglio upstream ha un punto di pareggio competitivo ed è flessibile, consentendo la rimodulazione delle attività e degli impegni finanziari in funzione dell’evoluzione dello scenario. Il portafoglio mid-downstream sta reagendo bene alla crisi dei consumi, consuntivando un risultato operativo più alto di quello dell’analogo periodo 2019. Complessivamente il risultato operativo è risultato essere superiore alle aspettative del Mercato, mentre la generazione di cassa ante circolante finanzia gli investimenti di €1,9 miliardi. Lo stato patrimoniale gode di un bilanciamento ottimale ma soprattutto della disponibilità di 16 miliardi di euro di liquidità che consentiranno al Gruppo di gestire con agio la contrazione dell’attività dovuta a prezzi e pandemia. Come tutti prevediamo un anno 2020 complicato, ma grazie ai nostri punti di forza contiamo di riprendere velocemente il cammino verso un modello di business sempre più redditizio e sostenibile tracciato nell’ultimo nostro piano strategico”.        

La produzione d’idrocarburi si è attestata a 1,774 milioni di boe/giorno, -3,6% rispetto al primo trimestre 2019. Al netto dell’effetto prezzo, la variazione è spiegata per il 50% dalla riduzione di produzione in Libia dovuta agli effetti di un fattore contrattuale, cause di forza maggiore e minori attribuzioni in rapporto alla minore spesa, i cui effetti hanno più che compensato i contributi di portafoglio. Il rimanente 50% è legato all’effetto di riduzione della domanda gas.

E’ stata avviata la produzione di olio del giacimento Agogo, nel Blocco 15/06 nell’offshore dell’Angola, ad appena nove mesi dalla scoperta, grazie alle sinergie con l’unità FPSO Ngoma, centro di produzione del West Hub.

Completato poi in Algeria in tempi significativamente rapidi il progetto di valorizzazione del gas associato del Blocco 403 mediante la realizzazione di una pipeline di esportazione, che consentirà anche lo sviluppo dei campi a gas dei blocchi del Berkine Nord.

In Angola è stato assegnato il Blocco offshore 28 con il ruolo di operatore e una partecipazione del 60% situato nei bacini inesplorati di Namibe e Benguela; in Norvegia: assegnate alla JV Vår Energi 17 nuove licenze esplorative nei tre bacini principali della piattaforma continentale, delle quali 7 con il ruolo di operatore.

Perforato con successo il secondo pozzo di appraisal della scoperta Agogo nel Blocco 15/06, permettendo di incrementare a 1 miliardo di barili le risorse di olio in posto del campo; scoperta a olio nel prospetto esplorativo Saasken nel Blocco 10 nell’offshore del Messico. Stimati tra 200 e 300 milioni di barili di olio in posto; scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Mahani-1, nell’onshore dell’Emirato di Sharjah, nell’area della Concessione B a solo un anno dalla firma degli accordi di Concessione.

L’ Utile operativo adjusted E&P è pari a 1,04 miliardi di euro, -55% rispetto al primo trimestre 2019 riferibile quasi interamente al peggioramento dello scenario e, in parte contenuta, alle minori produzioni.

Finalizzata poi da Eni gas e luce l’acquisizione del 70% della società Evolvere che permette a Eni di diventare leader in Italia nella generazione distribuita da fonti rinnovabili.

Utile operativo adjusted G&P è pari a 0,43 miliardi di euro, +29% rispetto al primo trimestre 2019. L’incremento beneficia delle azioni di ottimizzazione del portafoglio degli asset gas e power in un mercato volatile e della crescita del business retail, nonostante le minori vendite stagionali dovute ad un inverno particolarmente mite e gli effetti della contrazione dei consumi termoelettrici e industriali e dei maggiori accantonamenti al fondo svalutazione crediti dovuti alla pandemia. In flessione i risultati del business GNL penalizzati dal downturn delle economie asiatiche a causa del -19 con impatti sulla domanda di GNL e sui prezzi di vendita.

Completato l’adeguamento degli impianti di Crescentino per la produzione di bioetanolo su scala industriale e riavviata la centrale a biomasse per la generazione di energia elettrica rinnovabile. Proseguono gli studi per sviluppare il processo di produzione di bioplastiche da zuccheri di seconda generazione.

Acquisito da Versalis il 40% della società Finproject, facendo l’ingresso nel settore delle applicazioni di polimeri formulati ad alta prestazione, riposizionando il portafoglio verso business più resilienti alla volatilità dello scenario della chimica. L’operazione è soggetta all’autorizzazione delle autorità antitrust competenti.

Avviata da Versalis una collaborazione con una società italiana di ingegneria per lo sviluppo di un processo chimico basato sulla pirolisi per trasformare rifiuti di plastica mista, non riciclabili meccanicamente, in materia prima per produrre nuovi polimeri vergini.

Utile operativo adjusted di R&M è pari a 81 milioni di euro nel trimestre, in netta ripresa rispetto al primo trimestre 2019, avendo più che assorbito i primi segnali di contrazione dei consumi legata alla pandemia. Il miglioramento è dovuto all’ottimizzazione dell’assetto industriale, alle riduzioni dei costi, alla crescita del business bio con il ramp-up della bioraffineria di Gela, nonché alla solida performance del marketing.

Risultato operativo adjusted della Chimica è pari a una perdita di 65 milioni di euro per effetto di uno scenario margini ancora depresso e del calo della domanda nei principali mercati di sbocco dovuto alla crisi economica.

Avviato impianto fotovoltaico di Porto Torres della capacità di 31 MW; avviato parco eolico in Kazakhstan della capacità di 48 MW, aperti i cantieri per la realizzazione dei progetti di Batchelor e Manton in Australia; nell’ambito della partnership con Falck Renewables per lo sviluppo di attività congiunte in USA, perfezionata l’acquisizione del 49% di 5 impianti   fotovoltaici già in esercizio nel Paese incluso un sistema di accumulo.

Avviato in collaborazione con ENEA un progetto per la realizzazione entro 7 anni di un hub scientifico-tecnologico sulla fusione DTT, con la partecipazione dell’Unione Europea e di vari finanziatori tra i quali la BEI.

Firmato con ADNOC, la società petrolifera di stato dell’EAU, un Memorandum d’Intesa per la ricerca nell’ambito della sequestrazione geologica della CO2.

Accordo con il Gruppo Cassa Depositi e Prestiti per lo sviluppo su scala industriale della produzione di biocombustibili e acqua utilizzando come materia prima i rifiuti organici urbani mediante una tecnologia di proprietà Eni, in linea con un modello di sviluppo circolare.

I risultati del trimestre sono stati penalizzati dall’effetto combinato della crisi economica indotta dal COVID-19 e dalla caduta dei prezzi dell’energia.

L’Utile operativo adjusted è pari a 1,31 miliardi di euro, -1 miliardo di euro pari a -44%, rispetto al trimestre 2019. Al netto dell’effetto scenario di -€1,1 miliardi e degli impatti del COVID-19 di -0,15 miliardi di euro, la performance è stata positiva per +0,2 miliardi di euro. L’Utile netto adjusted è pari a 59 milioni di euro.

Il Risultato netto registra una perdita netta di 2,93 miliardi di euro determinata principalmente dall’allineamento del valore delle scorte ai prezzi correnti. Inoltre negli special item sono compresi anche svalutazioni di asset oil&gas e fair value negativi dei derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting indotti anch’essi dall’effetto scenario.

Il Flusso di cassa netto da attività operativa è pari a 1,95 miliardi di euro. La flessione è dovuta per 1,5 miliardi di euro all’effetto scenario e alla variazione non cash del fair-value di derivati, per 0,15 miliardi di euro agli impatti COVID-19 e per +0,2 miliardi di euro alla performance.

La Generazione di cassa operativa è di circa 1 miliardo di euro, con un assorbimento di cassa da capitale circolante tipico del primo trimestre dell’anno dovuto principalmente alla stagionalità delle vendite.

Gli Investimenti netti sono pari a 1,9 miliardi di euro, finanziati interamente dal flusso di cassa ante variazione circolante al costo di rimpiazzo. L’Indebitamento finanziario netto è di circa 18,7 miliardi di euro, in aumento di circa 1,6 miliardi di euro rispetto al 31 dicembre 2019.

Nel corso del 2020 si assume la graduale ripresa dei consumi di olio, gas ed energia elettrica nel Mondo, e in particolare nei mercati in cui Eni opera, a partire dal secondo semestre dell’anno. Sulla base di questo quadro macroeconomico Eni ha aggiornato le previsioni del prezzo Brent riducendole a 45 e a 55 dollari/barile per il 2020 e per il 2021. Le previsioni del prezzo del gas al PSV sono state ridotte del 15% per il 2020 e del 30% per il 2021, quelle del margine di raffinazione del 18% per il 2020. Data l’elevata volatilità dello scenario e la discontinuità in atto nelle economie mondiali, viene inoltre fornita per il 2020 un’analisi di sensitività.

La Produzione 2020 è attesa a 1,75-1,80 mboe/g, in riduzione rispetto alle precedenti previsioni a causa dei tagli capex ed effetti COVID-19, riduzione domanda gas mondiale ed estensione della forza maggiore in Libia per tutto il primo semestre. Le stime di produzione non comprendono gli effetti dei tagli OPEC+ recentemente annunciati ma non ancora declinati sui singoli campi.

Allo scenario 2020 di 45 dollari/barile previsto un flusso di cassa ante variazioni del working capital adjusted di 7,3 miliardi di euro. Stimata una variazione del flusso di cassa di circa 180-190 milioni di euro per 1 dollaro/barile di variazione del prezzo del petrolio Brent e di proporzionali variazioni dei prezzi del gas, applicabile per scostamenti di 5-10 $/barile rispetto allo scenario considerato, prima di ulteriori azioni correttive da parte del management ed esclude gli effetti sul flusso di dividendi da partecipazioni.

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