Highlight del trimestre
Exploration & Production
- Produzione d’idrocarburi: 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 (Norvegia). Il rimanente 50% è legato all’effetto di riduzione della domanda gas (principalmente Egitto).
- 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 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.
- Portafoglio:
- Angola: assegnato il Blocco offshore 28 con il ruolo di operatore e una partecipazione del 60% situato nei bacini inesplorati di Namibe e Benguela;
- 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.
- Successi esplorativi:
- 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 (EAU), nell'area della Concessione B a solo un anno dalla firma degli accordi di Concessione.
- Utile operativo adjusted E&P: €1,04 miliardi, -55% rispetto al primo trimestre 2019 riferibile quasi interamente al peggioramento dello scenario e, in parte contenuta, alle minori produzioni.
Gas & Power
- Finalizzata 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: €0,43 miliardi, +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.
Refining & Marketing e Chimica
- 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: €81 milioni nel trimestre, in netta ripresa rispetto al primo trimestre 2019 (+€53 milioni, quasi +200%), 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: perdita di €65 milioni per effetto di uno scenario margini ancora depresso e del calo della domanda nei principali mercati di sbocco dovuto alla crisi economica.
Energy Solutions, decarbonizzazione ed economia circolare
- 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 (per totali 25 MW).
- 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 (per complessivi 116 MW) 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 (Divertor Tokamak Test), 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 (FORSU) mediante una tecnologia di proprietà Eni, in linea con un modello di sviluppo circolare.
Risultati consolidati
Risultati del trimestre penalizzati dall’effetto combinato della crisi economica indotta dal COVID-19 e dalla caduta dei prezzi dell’energia.
- Utile operativo adjusted: €1,31 miliardi, -€1 miliardo 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 miliardi1, la performance è stata positiva per +€0,2 miliardi (+16%).
- Utile netto adjusted: €59 milioni.
- Risultato netto: perdita netta di €2,93 miliardi (utile netto di €1,1 miliardi nel trimestre 2019) 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.
- Flusso di cassa netto da attività operativa - prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino - pari a €1,95 miliardi (-43% vs. corrispondente periodo 2019). La flessione è dovuta per €1,5 miliardi all’effetto scenario e alla variazione non cash del fair-value di derivati, per €0,15 miliardi agli impatti COVID-191 e per +€0,2 miliardi alla performance.
- Generazione di cassa operativa: circa €1 miliardo (-54%), con un assorbimento di cassa da capitale circolante tipico del primo trimestre dell’anno dovuto principalmente alla stagionalità delle vendite.
- Investimenti netti: €1,9 miliardi, finanziati interamente dal flusso di cassa ante variazione circolante al costo di rimpiazzo.
- Indebitamento finanziario netto: €18,7 miliardi (€12,9 miliardi ante lease liability - IFRS 16) in aumento di circa €1,6 miliardi (+9%) rispetto al 31 dicembre 2019.
- Leverage: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, leverage a 0,28, in aumento rispetto al 31 dicembre 2019 (0,24). Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,41; 0,37 al netto della quota di passività derivante dai leasing di competenza dei partner E&P.
Outlook 2020
Si assume la graduale ripresa dei consumi di olio, gas ed energia elettrica nel Mondo, ed 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 $/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.
Eni ha prontamente definito le proprie risposte allo scenario di crisi in atto rivedendo il piano industriale per il 2020 ed il 2021 con l’obiettivo di salvaguardare la solidità del proprio bilancio. La revisione del piano industriale prevede:
- Riduzione dei capex per circa €2,3 miliardi nel 2020, pari al 30% del budget originario, e programmata riduzione di ulteriori €2,5-3 miliardi nel 2021, pari al 30%-35% di quanto originariamente previsto per lo stesso anno a piano.
- Produzione 2020 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 (anch’essa in parte collegata alla pandemia) 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.
- Manovra capex concentrata quasi interamente nell’upstream con rifasatura di alcuni progetti, che potranno essere riavviati rapidamente al ripresentarsi delle condizioni ottimali consentendo il recupero della produzione correlata.
- Azioni diffuse di saving dei costi per circa €600 milioni nel 2020.
- Allo scenario 2020 di 45 $/barile previsto un flusso di cassa ante variazioni del working capital adjusted di €7,3 miliardi. Stimata una variazione del flusso di cassa di circa €180-190 milioni per 1 $/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.
- Utile operativo adjusted 2020 mid-downstream (G&P, R&M con ADNOC pro-forma e Versalis): €0,6 miliardi.
- Sospeso il programma di acquisto di azioni proprie 2020. Sarà riconsiderato nel momento in cui la previsione del prezzo Brent per l’anno di riferimento, parametro per la decisione di attivazione del piano di buy-back, tornerà a essere almeno uguale a 60 $/barile.
- Liquidità: Eni è ben posizionata per superare l’attuale downturn del mercato grazie alla resilienza del proprio portafoglio di asset oil&gas convenzionali a basso prezzo di break-even ed alla solidità della posizione finanziaria netta. Al 31 marzo 2020, la Compagnia dispone di una riserva di liquidità di circa €16 miliardi di cui €3,6 miliardi di attivi di tesoreria, €6,6 miliardi investiti in attività liquide, €1,1 miliardi di crediti finanziari a breve e €4,7 miliardi di linee di credito committed.
1 Gli impatti COVID-19 comprendono riduzione domanda gas, mancati ritiri contrattuali di GNL in Asia, impatti operativi su produzione idrocarburi, minori volumi in R&M e Chimica, maggiori accantonamenti per svalutazioni crediti (aggiornamento expected loss).
Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.
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