Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2018

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2018 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Sono particolarmente soddisfatto dei risultati del trimestre che ci hanno consentito di produrre una generazione di cassa eccellente. Gli incassi netti operativi sono stati pari a €4,1 miliardi, il doppio rispetto al terzo trimestre 2017 e, ancora più importante, il 35% in più rispetto al secondo trimestre 2018 che aveva registrato un prezzo medio Brent simile all’attuale. Tutti i business hanno operato bene, con un Upstream che mette in luce la sua piena capacità di monetizzare scenari favorevoli dei prezzi degli idrocarburi e soprattutto di incrementare il valore anche a scenari costanti. I business mid-downstream dimostrano di aver acquisito un livello di sostenibilità in uno scenario per loro complessivamente non favorevole. Grazie a questa performance raggiungiamo un debito netto di €9 miliardi, in riduzione di circa €900 milioni rispetto a fine giugno pur avendo già corrisposto tutti i dividendi di competenza di quest’anno. Possiamo inoltre confermare per il 2018 una neutralità di cassa di Gruppo, compresa la copertura dei dividendi, a 55 $/barile, oltre 20 $ più bassa rispetto alle quotazioni Brent attuali, a testimonianza della disciplina finanziaria che siamo determinati a mantenere nel tempo.”

Highlight

Exploration & Production

• Produzione di idrocarburi:
  - terzo trimestre a 1,8 milioni di boe/g, +1,2% a prezzi costanti (invariata su base reported¹).
• Crescita frenata dai minori volumi di gas prodotti rispetto alle attese a causa di eventi esogeni in
  alcuni paesi;
  - nove mesi a 1,84 milioni di boe/g, +3,9% a prezzi costanti (+3% su base reported1);
  - nel corso del trimestre la produzione ha beneficiato di:
  
  • ramp-up dei grandi progetti a maggiore marginalità: Zohr, Noroos, Jangkrik, OCTP, Nenè fase 2;
  • start-up del periodo: Ochigufu, OCTP fase gas e Bahr Essalam fase 2;
  • maggior contributo di Kashagan e di Val d’Agri (fermata nel 2017);
  • ingresso in Abu Dhabi;
    
  questi fattori hanno più che compensato la conclusione nel secondo trimestre del contratto produttivo di Intisar in Libia.
• Utile operativo adjusted Exploration & Production: €3,1 miliardi, triplicato rispetto al terzo trimestre 2017 (più che raddoppiato a €7,9 miliardi nei nove mesi). Incremento del 13% rispetto al secondo trimestre 2018 a sostanziale parità di scenario Brent.
• Ramp-up di Zohr in Egitto: conseguito con l’avvio della quinta unità di trattamento il target di produzione di 2 bscfd (365 mila boe/g) a soli pochi mesi dal first gas (dicembre 2017).
• Messico: approvato dalle Autorità locali il piano di sviluppo accelerato delle scoperte dell’Area 1 nell’offshore del Paese, con riserve stimate in 2,1 miliardi di barili in posto. La decisione finale d’investimento è attesa nel quarto trimestre con avvio in early production nel 2019.
• Ottenuta in Egitto l’estensione delle due concessioni della Great Noroos Area nel Delta del Nilo e di Ras Qattara nel deserto occidentale (rispettivamente dieci e cinque anni) che consentirà la ripresa dell’esplorazione “near field”.
• Esplorazione:
  • scoperta a gas in Egitto nella concessione East Obayed, situata in prossimità di asset in produzione. Appraisal positivo della scoperta a olio di Cape Vulture nel Mare di Norvegia;
  • acquisiti diritti esclusivi di esplorazione e sviluppo del blocco offshore A5-A in Mozambico e 124 licenze esplorative nell’onshore dell’Alaska in aree a elevato potenziale;
  • Libia: accordo con la National Oil Corporation e la BP per rilanciare l’esplorazione nel Paese;
  • nei nove mesi acquisite licenze esplorative per un totale di circa 30.000 chilometri quadrati di nuova superficie;
  • risorse esplorative: scoperte circa 330 milioni di boe equity nei nove mesi. Guidance annuale di 500 milioni di boe di nuove risorse.

Gas & Power

• Confermato il sostanziale recupero di redditività grazie soprattutto alla crescita nel GNL e a ottimizzazioni nel power e nella logistica;
  • nel terzo trimestre, il più debole a causa della stagionalità, utile operativo adjusted di €71 milioni rispetto alla perdita di €193 milioni del terzo trimestre 2017;
  • nei nove mesi utile operativo adjusted di €0,5 miliardi rispetto al pareggio dei nove mesi 2017.
• Vendite di GNL: in crescita del 34% a 7,9 miliardi di metri cubi nei nove mesi, per oltre metà venduti sul mercato asiatico, per effetto anche della disponibilità di gas da produzione upstream in Indonesia frutto dell’accresciuta integrazione tra i due business.
• Business retail: in continua crescita la base clienti al netto delle cessioni.

Refining & Marketing e Chimica

• Versalis:
  • acquisite in Italia attività e tecnologie nel campo della chimica verde da fonti rinnovabili, in particolare per la valorizzazione delle biomasse;
  • avviata una nuova unità elastomeri a Ferrara per prodotti di alta gamma destinati all’industria automobilistica;
  • vendite di prodotti petrolchimici in aumento del 6% nel terzo trimestre (+7% nei nove mesi) trainate dalla migliore performance impiantistica.
• Utile operativo adjusted Refining & Marketing: €0,14 miliardi nel terzo trimestre, -38% rispetto al terzo trimestre 2017 (€0,22 miliardi nei nove mesi, -52%) a causa dell’andamento sfavorevole dello scenario di raffinazione.
• Utile operativo adjusted della Chimica: perdita operativa di €47 milioni nel terzo trimestre, penalizzato dalla repentina crescita del prezzo della virgin nafta; €18 milioni di utile operativo nei nove mesi (-96%).

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €3,3 miliardi nel terzo trimestre, più che triplicato rispetto al periodo di confronto; €8,25 miliardi nei nove mesi più che raddoppiato vs. nove mesi 2017.
• Utile netto adjusted: €1,39 miliardi nel terzo trimestre (€0,23 miliardi nel terzo trimestre 2017); €3,13 miliardi nei nove mesi (più che raddoppiato vs. nove mesi 2017).
• Utile netto: €1,53 miliardi nel terzo trimestre; €3,73 miliardi nei nove mesi.
• Generazione di cassa operativa: €4,1 miliardi nel terzo trimestre 2018 (+90% vs. terzo trimestre 2017); €9,32 miliardi nei nove mesi (+37% vs. nove mesi 2017). Rispetto al secondo trimestre 2018 +35% a sostanziale parità di scenario Brent.
• Generazione di cassa adjusted² prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino a €3,4 miliardi nel trimestre (+75% vs. terzo trimestre 2017; +20% vs. secondo trimestre 2018 a sostanziale parità di scenario Brent). Nei nove mesi €9,4 miliardi (+37%) che implica la copertura dei capex al 170%.
• Investimenti netti: €5,52 miliardi³ nei nove mesi.
• Indebitamento finanziario netto: €9 miliardi, in riduzione di €1,91 miliardi rispetto al 31 dicembre 2017, dopo aver pagato dividendi di €2,95 miliardi.
• Leverage: 0,18 in riduzione rispetto allo 0,23 del 31 dicembre 2017.

Outlook 2018

Exploration & Production

Produzione di idrocarburi: attesa allo scenario di budget di 60 $/barile una crescita di circa il 3% nell’anno 2018 vs. 2017 comprensiva dell’impatto negativo sulla produzione di gas di fattori esogeni in alcuni paesi con limitati impatti sulla generazione di cassa. La previsione di crescita sarà sostenuta dal ramp-up dei grandi progetti operati avviati nel 2017 (Zohr e Noroos in Egitto, Jangkrik in Indonesia e OCTP olio in Ghana), dagli start-up del periodo (Ochigufu, OCTP fase gas, Bahr Essalam fase 2 e Wafa Compression), dal maggior contributo dei giacimenti Kashagan, Goliat e Val d’Agri, e dall’iniziativa negli Emirati Arabi Uniti.

Gas & Power

Consolidamento della redditività: già conseguita la guidance 2018 di utile operativo adjusted di circa €400 milioni. Nuova guidance di €550 milioni.

Vendite gas: previste in flessione, in linea con la riduzione degli impegni contrattuali long-term in acquisto e vendita. Crescita dei volumi contrattati di GNL a fine anno a circa 9 milioni di tonnellate.

Refining & Marketing e Chimica

Margine di raffinazione di breakeven medio 2018 pari a circa 3,2 $/barile allo scenario di budget. Confermata la previsione di margine di breakeven a 3 $/barile con il riavvio dell’impianto EST a Sannazzaro previsto nel primo semestre 2019.

Lavorazioni in conto proprio delle raffinerie sostanzialmente stabili per migliori performance delle raffinerie di Sannazzaro, Livorno, penalizzate nel 2017 da fermate non programmate, compensate da riduzioni su Taranto e Milazzo. In aumento il tasso di utilizzo degli impianti.

Vendite rete sostanzialmente in linea con il 2017 sia in Italia sia nei mercati Europa. La quota di mercato Italia è prevista stabile intorno al 24%.

Versalis: prevista flessione dei margini (in particolare margine del cracker e del polietilene) a causa del repentino aumento della virgin nafta, nonché della normalizzazione del mercato in alcuni segmenti (butadiene). Vendite previste in crescita in tutte le linee di business per maggiore disponibilità di prodotto e per minori manutenzioni programmate ed accidentalità, ad eccezione del polietilene a causa dell’andamento del mercato.

Gruppo

Cash neutrality: confermata la copertura degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile nel 2018.

Capex: confermata la guidance a €7,7 miliardi per il 2018.

_{¹ Tiene conto dell’effetto prezzo nei PSA.;
² Vedi definizione alla tavola di riconduzione a pag.13.
³ Vedi definizione nota (d) a pag.1.}

Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.