Eni: risultati dell’esercizio e del quarto trimestre 2018

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati dell’esercizio e del quarto trimestre 2018 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Nel corso del 2018 abbiamo lavorato su due fronti: la continua ottimizzazione del portafoglio di business esistente e il suo potenziamento per il futuro, in linea con la strategia annunciata. I risultati, grazie anche al contributo di quanto fatto nel quarto trimestre, sono stati ottimi in entrambi i casi. Per quanto concerne il portafoglio esistente, abbiamo raddoppiato il risultato operativo ed il risultato netto in presenza di un prezzo Brent in Euro cresciuto solo del 25% rispetto al 2017. La cassa operativa è cresciuta del 35% consentendo, dedotti gli investimenti rimasti sostanzialmente costanti a riprova della disciplina adottata, di coprire l’esborso per dividendi pari a €3 miliardi e di ridurre di importo pressoché uguale il debito netto, sceso a €8,3 miliardi. Upstream ha conseguito la produzione giornaliera più alta di sempre, pari a 1,85 milioni di barili al giorno, un flusso di cassa per barile pari a 22,5 $ che anticipa l’obiettivo che ci eravamo posti per il 2022, e un rimpiazzo delle riserve certe ancora una volta superiore al 100%, per una media triennale del 131%. G&P ha ottenuto il risultato operativo di €0,5 miliardi, il più elevato dallo scorporo delle attività regolate del trasporto e della distribuzione. R&M e Chimica, malgrado uno scenario certamente meno favorevole, hanno evidenziato i progressi industriali conseguiti e la capacità di resistere anche in condizioni di mercato difficili. Abbiamo potenziato ulteriormente il nostro portafoglio in ottica futura. Nell’Upstream, la nascita di Vår Energi in Norvegia e la costruzione di una significativa presenza in Medio Oriente hanno rafforzato e al contempo diversificato geograficamente le nostre prospettive di crescita, mantenendo sempre una bassa posizione di costo e quindi una elevata redditività. Nella Raffinazione, con l’ingresso in Ruwais abbiamo aumentato la nostra capacità del 35% cogliendo la migliore opportunità di espansione presente sul mercato in termini di efficienza e redditività. Questo rende il nostro portafoglio complessivo ancor meglio bilanciato e resistente alle ciclicità future. Sulla base di questi risultati proporrò al Consiglio di Amministrazione del 14 marzo il pagamento di un dividendo pari a €0,83 per azione”.

Highlight

Exploration & Production

• Produzione di idrocarburi record: nell’anno 1,85 milioni di barili di olio equivalente al giorno (boe/g), +2,5% rispetto al 2017 a prezzi costanti (1,87 milioni boe/g nel quarto trimestre, -1%) nonostante la penalizzazione dovuta alla minore domanda gas in alcuni paesi con un effetto di circa -1% nell’anno e altri eventi occasionali (in particolare la conclusione nel secondo trimestre del contratto produttivo di Intisar in Libia).

  Crescita alimentata da:

  • oltre 300 mila boe/giorno di contributo dai ramp-up dei grandi progetti a elevata marginalità (Zohr, Nooros, Jangkrik, OCTP olio, East Hub, Nenè fase 2) e dai cinque start-up pianificati per il 2018: Ochigufu e Vandumbu nel Blocco 15/06 in Angola, OCTP fase gas, Bahr Essalam fase 2 e Wafa Compression;
  • maggiore produzione di Kashagan, Goliat e Val d’Agri (fermata nel 2017);
  • ingresso in Abu Dhabi.
  Zohr: rivisto al rialzo il target produttivo a 3,2 miliardi di piedi cubi al giorno (bcf/g).

• Nuovi progetti:
• • decisioni finali d’investimento: approvati i progetti di sviluppo operati relativi all’Area 1 in Messico per la messa in produzione di 2,1 miliardi di barili di olio equivalente in posto con start-up del progetto pilota atteso nel 2019 e alla scoperta Merakes in Indonesia in sinergia con le infrastrutture esistenti del campo Jangkrik. Sei i progetti approvati nel corso del 2018 (oltre a quelli citati: in Italia, Egitto, Congo e Angola);
  • progetto Rovuma LNG Mozambico: ottenuti dai partner della joint venture di Area 4 impegni d’acquisto di lungo termine del GNL, passo decisivo per la decisione finale d’investimento della prima fase del progetto relativa alla realizzazione di due treni di liquefazione da 7,6 milioni di tonnellate/anno ciascuno e per assicurare i relativi finanziamenti.
• Esplorazione:
• • successi esplorativi: effettuate nuove scoperte in Egitto, Cipro, Norvegia, Angola, Nigeria, Messico ed Indonesia;
  • incrementato il portafoglio titoli minerari: acquisiti nell’anno titoli esplorativi per un totale di circa 29.300 chilometri quadrati di nuova superficie principalmente in Messico, Libano, Alaska, Indonesia e Marocco.
  • risorse esplorative: superata la guidance, aggiunti 620 milioni di boe di nuove risorse equity.
• Gestione del portafoglio:
• • Applicazioni del Dual Exploration Model: accordo con Qatar Petroleum per la cessione del 35% delle scoperte dell’Area 1 nell’offshore del Messico. Diluita la partecipazione nel blocco esplorativo Nour in Egitto con l’ingresso di BP (25%) e di Mubadala (20%); finalizzato swap di licenze esplorative con Lukoil in Messico.
  • La forte crescita in Medio Oriente bilancia il profilo di rischio del portafoglio upstream:
    accordo con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi (ADNOC) per l’assegnazione del 25% della concessione offshore di Ghasha, megaprogetto a gas di cui Eni assumerà la leadership tecnica con avvio previsto a fine 2022 e target produttivo di 1,5 bcf/g; 
    ottenuti nel gennaio 2019 i diritti esplorativi di sette aree onshore e offshore: due in Abu Dhabi, una in Oman, una nel Regno del Bahrain e tre nell’Emirato di Sharjah.
  • Rafforzata l’attività upstream in Norvegia: perfezionata la fusione tra la consociata Eni Norge e Point Resources con la creazione di Vår Energi, joint venture valutata all’equity (quota Eni 69,6%) che svilupperà le attività dei due partner in Norvegia con target produttivo di 250 mila boe/giorno atteso nel 2023.
  • Alaska: accordo preliminare per il farm-in del 70% del giacimento Oooguruk, già partecipato da Eni con una quota del 30%.
• Riserve certe di idrocarburi a 7,2 miliardi di boe; tasso di rimpiazzo all sources al 124%; tasso di rimpiazzo organico 100% (105% a prezzi costanti). Media triennale del tasso di rimpiazzo organico 131%.
• Utile operativo adjusted E&P: €2,93 miliardi nel quarto trimestre (+57%); nell’anno conseguito il miglior risultato degli ultimi quattro anni con l’utile operativo più che raddoppiato a €10,85 miliardi.

Gas & Power

• Utile operativo adjusted ad anno intero: €0,54 miliardi, oltre il doppio rispetto al 2017 e migliore performance degli ultimi otto anni; risultato ottenuto grazie alla ristrutturazione del portafoglio contratti long-term, alla crescita nel GNL e a ottimizzazioni nel power. Utile operativo adjusted del quarto trimestre €43 milioni.
• Volumi contrattati di GNL: in crescita del 70% a 8,8 milioni di tonnellate nell’anno, per oltre metà venduti sul mercato asiatico; incremento raggiunto anche per effetto della disponibilità di gas da produzione upstream in Indonesia frutto dell’accresciuta integrazione tra i due business.
• Business retail: portafoglio clienti di 9,2 milioni di unità, con una crescita del 6% ottenuta principalmente in Europa.

Refining & Marketing e Chimica

• Margine di raffinazione di breakeven: in linea con la guidance di 3 $/barile, allo scenario cambio e differenziali oli di budget.
• Accordo con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi per l’acquisizione del 20% della società ADNOC Refining che opera il complesso di raffinazione di Ruwais e di Abu Dhabi dalla capacità di oltre 900 mila barili/giorno.
  Il corrispettivo dell’operazione è di $3,3 miliardi, al netto del debito e dei possibili aggiustamenti al closing. L’operazione prevede inoltre la costituzione di una nuova joint venture dedicata alla commercializzazione dei prodotti petroliferi che sarà costituita con la partecipazione di Eni al 20%.
  Eni rafforzerà così ulteriormente la resilienza del proprio business di raffinazione, riducendo a regime il margine di raffinazione di breakeven del 50%, a circa 1,5 $/barile.
• Vendite di prodotti petrolchimici in aumento del 6% nel quarto trimestre e nell’anno.
• Utile operativo adjusted Refining & Marketing: €0,17 miliardi nel quarto trimestre, più che raddoppiato rispetto al quarto trimestre 2017. Su base annua €0,39 miliardi (-27%) a causa dell’andamento sfavorevole dello scenario di raffinazione e del maggior impatto delle fermate, i cui effetti sono stati attenuati dalla positiva performance del marketing.
• Risultati della Chimica penalizzati dalla crescita del prezzo della virgin nafta nei primi dieci mesi dell’anno e dalla forte contrazione delle quotazioni del polietilene nel quarto trimestre: perdita operativa di €28 milioni nel quarto trimestre e di €10 milioni nell’anno.

Sostenibilità, Energy Solutions ed economia circolare

• Intensità emissiva GHG del settore E&P: 21,44 tCO2 eq¹/migliaia di boe, in riduzione del 20% rispetto al livello 2014; in linea con il target al 2025 dichiarato al mercato.
• Energy Solutions, generazione energia elettrica da fonti rinnovabili: 40 MW di capacità installata a fine periodo. Nell’ambito delle attività del 2018 si segnalano:
• • Progetto Italia, avviate le produzioni dell’impianto fotovoltaico di Assemini, della potenza massima di 26 MW, e degli impianti da 1 MW ciascuno presso il Green Data Center di Ferrera Erbognone e Gela Isola 10.  
  • Algeria, completata la costruzione dell’impianto fotovoltaico da 10 MW (5 MW in quota Eni) presso il giacimento a olio Bir Rebaa North operato congiuntamente con Sonatrach.
  • Kazakhstan, avviato il cantiere per la realizzazione, in partnership con General Electric, del primo parco eolico di Eni dalla capacità complessiva di 50 MW, situato presso il sito di Badamsha.
  • Australia, completata a Febbraio 2019 l’acquisizione di un progetto per la realizzazione di una centrale fotovoltaica da 33,7 MW nel sito di Katherine, nel nord del Paese. L’impianto sarà dotato di un sistema di accumulo di energia e consentirà a regime di evitare l'emissione di circa 63.000 tonnellate l’anno di CO2 eq.
• Italia: avviato in Sicilia presso il sito di Gela un impianto pilota per il riciclo e la trasformazione della frazione organica dei rifiuti solidi urbani in un bio-olio per la produzione di carburanti di nuova generazione, basato sulla tecnologia proprietaria waste to fuel.
• Avviate collaborazioni con le aziende municipalizzate dei principali comuni italiani per la valorizzazione dei rifiuti civili organici e non, attraverso la trasformazione in risorse energetiche, quali i biocarburanti.
• Partnership tra Versalis e produttori italiani per la costituzione di una filiera dedicata al riciclo dell’erba sintetica dei campi sportivi.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €2,99 miliardi nel quarto trimestre, +49% rispetto al quarto trimestre 2017; €11,24 miliardi nell’anno pressoché raddoppiato rispetto al 2017.
• Utile netto adjusted: €1,46 miliardi nel quarto trimestre (+55% rispetto al quarto trimestre 2017); €4,59 miliardi nell’anno, pressoché raddoppiato rispetto al 2017.
• Utile netto: €0,50 miliardi nel quarto trimestre; €4,23 miliardi nell’esercizio.
• Generazione di cassa operativa: €4,33 miliardi nel quarto trimestre 2018 (+32% rispetto al quarto trimestre 2017); +5% rispetto al terzo trimestre 2018 nonostante la flessione del 10% del Brent; €13,65 miliardi nel 2018 (+35% rispetto al 2017) che implica la copertura dei capex netti al 172%.
• Generazione di cassa adjusted² prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino a €3,3 miliardi nel trimestre (+40% vs. quarto trimestre 2017). Nell’anno €12,7 miliardi (+37%).
• Investimenti netti³: €7,94 miliardi nel 2018.
• Cash neutrality: 52 $/barile in miglioramento rispetto alla guidance. Si ridetermina in 55 $/barile escludendo l’incasso differito delle dismissioni 2017 (Zohr).
• Indebitamento finanziario netto: €8,29 miliardi, in riduzione di €2,63 miliardi rispetto al 31 dicembre 2017, dopo aver pagato dividendi per €2,95 miliardi.
• Leverage: 0,16, in riduzione rispetto allo 0,23 del 31 dicembre 2017.
• ROACE adjusted: 8,5% (4,7% nel 2017).
• Proposta dividendo 2018⁴: €0,83 di cui €0,42 già pagati come acconto.

Outlook

Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio termine saranno illustrati nella Strategy Presentation sul piano strategico 2019-2022 prevista il 15 marzo 2019 e nella Relazione Finanziaria Annuale 2018. Il contenuto della Strategy Presentation sarà diffuso con un comunicato stampa emesso lo stesso 15 marzo 2019 disponibile sul sito web di Eni “eni.com” e diffuso secondo le altre modalità previste dai listing standard.

¹ La CO₂ equivalente (CO_2eq) è l’unità di misura che esprime l'impatto sul riscaldamento globale dato da una certa quantità di gas serra, rispetto alla stessa quantità del principale gas climalterante, l’anidride carbonica (CO₂). Le emissioni Eni sono riportate in CO₂eq in quanto comprendono, oltre all’anidride carbonica, altri gas climalteranti quali il metano (CH₄) ed il protossido di azoto (N₂O), rispettivamente caratterizzati da un fattore di conversione pari a 25 e 298 (fonte IPCC).
²Vedi definizione alla tavola di riconduzione a pag.15.
³Vedi definizione nota (d) a pag.1.
⁴ Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti, che si terrà in un’unica convocazione il 14 maggio 2019, la distribuzione di un dividendo di €0,83 per azione (€0,80 nel 2017) di cui €0,42 distribuiti nel settembre 2018 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,41 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 22 maggio 2019 con stacco cedola il 20 maggio 2019.

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