Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2021

Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Gli ottimi risultati di questo trimestre confermano il continuo trend di crescita delle nostre performance economico finanziarie. La produzione upstream è in recupero rispetto alle precedenti manutenzioni ed è cresciuta del 6%, a 1,69 milioni di barili di olio equivalente al giorno ed in linea con la guidance. Eni si conferma leader nella esplorazione e nel modello di valorizzazione e sviluppo delle scoperte: in Costa d’Avorio, attraverso il ritrovamento di Baleine, punteremo per la prima volta ad uno sviluppo accelerato concepito sin dall’avvio a zero emissioni operative nette per la fornitura di gas al mercato domestico. Nel business del gas e GNL abbiamo ottimizzato il portafoglio e portato avanti importanti negoziati con un considerevole beneficio atteso sui risultati dell’anno. Grazie alle performance di tutti i nostri business, nel terzo trimestre abbiamo generato €2,5 mld di Ebit adj. e un utile netto adj. di €1,4 mld, valori ai massimi degli ultimi anni. Inoltre, nei primi nove mesi dell’anno la forte generazione di cassa e l’attenta gestione dei costi rende disponibili oltre €4 mld di free cash flow, più che sufficienti a coprire l’intero dividendo e buyback 2021. In un contesto di Gruppo sempre più solido stiamo accelerando il piano di transizione: la quotazione della società che include Retail e Rinnovabili ci consentirà la valorizzazione di un modello di business unico, essenziale per la decarbonizzazione dei consumi della clientela retail; inoltre, continuiamo ad investire per concretizzare il progetto di CCS in UK ad HyNet che è in gara per ricevere fondi da parte del governo inglese. La nostra opzionalità di lungo termine si è inoltre ampliata con il successo del test sulla fusione magnetica che potrebbe aprire in prospettiva ad una evoluzione tecnologica dirompente sulla generazione elettrica. In conclusione, Eni conferma il proprio impegno nella disciplina finanziaria per ridurre la cash neutrality, nel rapido sviluppo delle tecnologie per velocizzare i piani di decarbonizzazione, nonché nella spinta a estrarre valore dal portafoglio e creare nuovi driver di crescita tramite dedicati veicoli societari con valenza strategica.”

STRATEGIA DI DECARBONIZZAZIONE

• Avviato l’iter di offerta pubblica iniziale e quotazione azionaria del business che integra le attività retail gas&power, la produzione di energia da rinnovabili e la rete di punti di ricarica per veicoli elettrici (convenzionalmente denominato “Eni R&R”) con l’obiettivo di completare l’operazione entro il 2022 (ulteriori approfondimenti sull’iniziativa, incluso il nome della nuova società, durante il capital markets day programmato per il 22 novembre prossimo). L’operazione ha l’obiettivo di massimizzare la valorizzazione e visibilità del modello unico integrato e fa parte del più ampio impegno di Eni di creare valore attraverso la transizione energetica e raggiungere le zero emissioni nette.
• Raggiunto da CFS¹, di cui Eni è il maggiore azionista, un traguardo fondamentale nella ricerca sulla fusione a confinamento magnetico, che promette di essere un game changer nel campo delle tecnologie di decarbonizzazione, essendo in grado potenzialmente di rendere disponibili grandi quantità di energia prodotta in modo sicuro, pulito, virtualmente inesauribile e senza alcuna emissione di gas serra.
• Firmati accordi con enti governativi e società petrolifere di stato della Repubblica del Congo, Angola, Kenya per lo sviluppo congiunto di progetti di economia circolare e di decarbonizzazione, relativi in particolare a colture su scala industriale non in competizione con la filiera agroalimentare per fornire feedstock alla bioraffinazione Eni.
• Lanciato il primo Energy Compact di Eni, un impegno pubblico riconosciuto dalle Nazioni Unite per accelerare il progresso verso l'Obiettivo di Sviluppo Sostenibile “SDG” n. 7 “Energia accessibile e pulita” e i target dell'Accordo di Parigi, confermando la volontà della Società di mantenere un ruolo di leadership sugli obiettivi climatici globali, in linea con l'impegno strategico dell'azienda di raggiungere la completa neutralità carbonica entro il 2050.
• Eni inclusa tra le prime dieci società nel nuovo indice MIB ESG di Euronext e confermata leader nei principali ratings ESG e indici specializzati (MSCI, Sustainalytics, V.E, FTSE4Good Developed Index), ottenendo il Prime Status dal rating ISS ESG. Risultati di eccellenza anche negli indici con focus clima (Climate Action 100+ Net Zero Benchmark, Carbon Tracker, Transition Pathway Initiative).

RISULTATI 3Q E NOVE MESI 2021

• Crescita macroeconomica, normalizzazione delle scorte globali, disciplina dell’OPEC+ e finanziaria delle oil companies, nonché l’indisponibilità causata dall’uragano Ida nel Golfo del Messico spingono il prezzo del greggio nel terzo trimestre con il riferimento Brent a 73,5 $/barile, +7% vs. 2Q 2021.
• Quotazioni del gas naturale in Europa ai massimi storici: media 3Q² a circa 500 €/mgl mc per i principali benchmark TTF (hub continentali nordeuropei) e PSV (mercato spot Italia) con incrementi rispettivamente del +500% e del +400% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (quotazioni quasi raddoppiate vs 2Q 2021) dovuti ad un mercato sempre più corto a causa della minore offerta globale, livelli di stoccaggio inferiori alle medie storiche al picco della stagione d’iniezione e forte domanda per la ripresa economica. In controtendenza, il differenziale tra PSV e TTF ha continuato a declinare scendendo in territorio negativo, per la prima volta nella storia, a -9 €/mgl mc nel 3Q 2021, da +1 €/mgl mc nel 2Q 2021 e +10 €/mgl mc nel corrispondente trimestre 2020.
• Margini dei prodotti chimici in via di normalizzazione rispetto ai valori record dello scorso trimestre, in particolare lo spread polietilene a circa 450 €/tonn in media nel 3Q si è quasi dimezzato vs 2Q 2021; ancora sostenuti gli spread di elastomeri e stirenici anche se in flessione rispetto al trimestre precedente.
• Scenario di raffinazione nell'area Europa/Mediterraneo ancora depresso con valori del benchmark SERM ai minimi storici (-0,4 $/bbl in media nel trimestre, in linea con il trimestre precedente) per il forte incremento del costo del greggio, la contestuale debolezza dei distillati medi e le elevate quotazioni del gas.
• EBIT adjusted di Gruppo: €2,49 mld nel 3Q 2021, +22% vs. 2Q 2021 (€5,86 mld nei nove mesi 2021 con un incremento di €4,4 mld vs nove mesi 2020, +315%). Il risultato di Gruppo di 3Q 2021 è stato trainato dalla performance positiva di tutti i settori:
     - E&P: EBIT di €2,44 mld in aumento del 33% vs. 2Q 2021 (+375% vs. stesso periodo del 2020) per effetto del rafforzamento dello scenario prezzi e dell’aumento del 6% della produzione a 1,69 mln boe/g. Nei nove mesi 2021 EBIT di €5,66 mld (+660% vs. nove mesi 2020) principalmente per la capacità di catturare la ripresa dei prezzi degli idrocarburi;  
     - EGL, Power & Renewables: EBIT a €64 mln in calo vs. 2Q 2021 per la stagionalità; in crescita del 12% vs. stesso periodo 2020. Nei nove mesi 2021 EBIT di €374 mln, +12% vs. nove mesi 2020;
     - R&M: EBIT positivo di €161 mln rispetto alla perdita di €12 mln del 2Q 2021 (+€87 mln rispetto al 3Q 2020) grazie alla crescita delle lavorazioni e dei volumi erogati sulla rete per effetto della ripresa dei consumi, trainati anche dalla stagionalità. Nei nove mesi la performance risente della straordinaria debolezza dello scenario di raffinazione e dei maggiori oneri per la CO₂ con un EBIT in calo di €304 mln rispetto ai nove mesi 2020;
     - Chimica: EBIT di €25 mln, in calo di €177 mln rispetto al 2Q 2021 (+€78 mln vs. stesso periodo 2020) per effetto dei margini in via di normalizzazione e del posticipo del programma di manutenzioni per cogliere lo scenario eccezionale del 2Q 2021. Nei nove mesi 2021 EBIT di €266 mln vs perdita di €184 mln nei nove mesi 2020 con un turnaround dovuto alla ripresa post-pandemica, all’indisponibilità temporanea di prodotti sul mercato e alla maggiore disponibilità degli impianti;
     - GGP: EBIT di €50 mln, più del doppio del 2Q 2021. La positiva performance è dovuta alla cattura dell’impennata dei prezzi spot, che ha consentito di ottimizzare il portafoglio più che compensando gli effetti degli spread negativi PSV vs. TTF. Il confronto con i corrispondenti periodi del 2020 (-22% vs 3Q 2020; nei nove mesi EBIT di €44 mln vs oltre €400 mln nel 2020) risente oltreché dello scenario spread, di effetti positivi una tantum ottenuti nel 2020 in relazione a ottimizzazioni di portafoglio e rinegoziazioni contrattuali.
• Utile netto adjusted: €1,43 mld nel 3Q 2021 con un incremento del 54% vs. 2Q 2021 dovuto alla capacità di catturare lo scenario e alla crescita della produzione. Il confronto con i corrispondenti reporting period 2020 caratterizzati dalla crisi del COVID evidenzia recuperi di ampie proporzioni: +€1,6 mld e +€3,4 mld rispettivamente vs 3Q e nove mesi 2020 per effetto della migliore performance operativa, dei migliori risultati delle partecipazioni all’equity e della normalizzazione del tax rate (50% nei nove mesi 2021) per il sensibile recupero dello scenario upstream e per la previsione di maggiori redditi futuri delle attività green in Italia.
• Flusso di cassa operativo (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo): €3,3 mld nel 3Q 2021 a fronte di capex netti pari a €1,1 mld. Nei nove mesi 2021 realizzato un flusso di cassa di €8,1 mld che ha finanziato capex netti di €4 mld, con un free cash flow di oltre €4 mld.
• Portafoglio: esborsi netti di circa €2,2 mld nei nove mesi 2021, che includono il debito acquisito, interamente dedicati all’accelerazione della crescita delle rinnovabili e dei business low carbon.
• Indebitamento finanziario netto (ante IFRS 16) pari a €11,3 mld, -€0,3 mld vs. 31 dicembre 2020. Leverage in riduzione a 0,28 vs. 0,31 a fine 2020.
• Pagato a settembre l’acconto dividendo 2021 di €0,43 per azione, pari al 50% del dividendo 2021, con un esborso di €1,5 mld.
• Buy-back: avviato a fine agosto il programma di riacquisto di azioni da €400 mln; al 22 ottobre acquistate 17,63 mln di azioni per un ammontare di €197 mln.

• Cash flow operativo ante working capital in crescita a circa €12 mld assumendo 70 $/barile di Brent e margine di raffinazione SERM leggermente negativo.
• Produzione di idrocarburi 2021 confermata a quasi 1,7 mln di boe/giorno. Produzione nel quarto trimestre attesa a 1,76 mln di boe/giorno.
• Scoperte esplorative nell'anno riviste al rialzo a 700 mln di boe (da circa 500 mln di boe) in particolare grazie alla scoperta in Costa d'Avorio.
• Previsti a fine anno 1,2 GW di capacità rinnovabile installata (2 GW includendo la capacità rinnovabile in costruzione), molto superiore al target di inizio anno.
• GGP: risultati previsti eccedere €500 mln di EBIT adjusted e €300 mln di free cash flow grazie alla continua ottimizzazione del nostro portafoglio in uno scenario di mercato favorevole e all’atteso contributo una tantum connesso alla finalizzazione di rinegoziazioni contrattuali che ci consentono l’allineamento alle condizioni di mercato attuali e future. Questa guidance potrebbe eventualmente essere oggetto di revisione al rialzo in presenza di sostenute condizioni di volatilità e carenza d’offerta nel mercato.
• Eni gas e luce & Renewables: nel 2021 EBIT adjusted confermato a €350 mln; EBITDA adjusted pro-forma confermato a €600 mln.
• Downstream: EBIT adjusted pro-forma a circa €200 mln per deterioramento dei margini dovuto all’aumento dei costi feedstock e utilities. Questa guidance potrebbe essere oggetto di revisione al ribasso in base alle attuali condizioni di mercato.
• Spending organico per investimenti confermato a circa €6 mld, di cui circa €4,5 mld nell’E&P.
• Leverage 2021 atteso a circa 0,28.

_{[1] Commonwealth Fusion Systems, società spin-out del Massachusetts Institute of Technology (MIT).}

_{[2] 2Q/3Q: abbreviazione per secondo/terzo trimestre.}

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