Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2019

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2019 (non sottoposti a revisione contabile).

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2019 (non sottoposti a revisione contabile)¹. Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

"I risultati conseguiti da Eni sono stati di grande solidità, mentre le operazioni di portafoglio quali l’acquisto degli asset Exxon in Norvegia e del 20% della raffineria di Ruwais negli Emirati sono destinate a dare un’ulteriore spinta in termini di sviluppo e di stabilità. In particolare abbiamo conseguito nel trimestre una crescita rilevante della produzione, pari al 6%, grazie ai contributi dall’Egitto, Kazakhstan, Ghana e la prima produzione dal Messico, ottenuta a soli undici mesi dalla decisione finale di investimento. La produzione crescente e i risultati della commercializzazione gas e del marketing oil hanno consentito di generare nei primi nove mesi dell’anno un flusso di cassa, in sensibile crescita nonostante lo scenario in peggioramento, pari a €9,4 miliardi, capace di finanziare non solo gli investimenti netti di periodo per €5,6 miliardi ma anche il dividendo e il buy-back previsti per l’intero anno in circa €3,4 miliardi. Questo dimostra che l’efficiente portafoglio Eni vanta uno scenario di break-even ben inferiore a quello riscontrabile nel già difficile scenario odierno. In particolare nel terzo trimestre il Brent ha perso oltre 13 $/barile mentre il prezzo del gas in Europa si è ridotto di oltre il 50%, accelerando un trend in riduzione rispetto al 2018 evidente dai primi sei mesi dell’anno. Alla solidità dei risultati contribuiranno poi da fine anno l’acquisizione in Norvegia, che apporterà circa 100 mila barili giorno di produzione, e il contributo stabilizzante della partecipazione nella raffineria di Ruwais che accrescerà del 35% la nostra attuale capacità di raffinazione.
E’ importante infine evidenziare i continui progressi nei business complementari del futuro, dalle bio-raffinerie, alle rinnovabili e ai primi impianti pilota waste to fuel, che in gran parte fanno leva sulla ricerca interna che sarà sempre più la nostra "seconda esplorazione", volano di generazione di nuovi business.

Su queste basi guardo al futuro più prossimo così come a quello di transizione nel medio lungo termine con grande fiducia".

Highlight

Exploration & Production

Produzione di idrocarburi

• Forte crescita nel terzo trimestre: 1,89 milioni di boe/giorno, +6% escludendo l’effetto prezzo e il portafoglio, terzo trimestre migliore di sempre (1,85 milioni di boe/giorno nei nove mesi, +1,8%);
• Attesa ulteriore crescita della produzione nel quarto trimestre;
• Contributo di 240 mila boe/giorno a oggi dagli avvii 2019 e dai ramp-up in Egitto, Libia, Ghana, Angola, Messico e Algeria;
• Avvii 2019:
  • Area 1 nell’offshore del Messico, avviata in “early production” a soli undici mesi dalla decisione finale di investimento;
  • in Egitto il progetto gas Baltim SW, all’interno della Great Nooros Area, a soli diciannove mesi dalla decisione finale di investimento, e le recenti scoperte a olio “near-field” nell’area di sviluppo Melehia SW;
  • Trestakk in Norvegia e Berkine olio in Algeria.

Portafoglio

• Vår Energi, la joint venture tra Eni (70%) e HitecVision (30%), ha definito l’acquisizione degli asset upstream di ExxonMobil in Norvegia con una produzione 2019 stimata in 150 mila boe/giorno, rafforzando il proprio portafoglio con l’obiettivo di produrre oltre 350 mila boe/giorno al 2023. Il corrispettivo della transazione di $4,5 miliardi sarà interamente finanziato da Vår Energi con l’autofinanziamento e linee di credito dedicate. Il closing è previsto entro fine anno con effetti accrescitivi sulla generazione di cassa netta.
• Firmati accordi per la cessione a Qatar Petroleum di blocchi esplorativi in Kenya, Marocco e Mozambico.
• Cessione a Neptune del 20% della scoperta di Merakes.

Esplorazione

• Principali successi:
  • nei nove mesi scoperte risorse esplorative equity per circa 650 milioni di boe;
  • tre scoperte realizzate da inizio anno nel Blocco 15/06 (Eni operatore con il 36,8%) nell’offshore dell’Angola che fanno salire a cinque il totale delle scoperte dalla ripresa nel 2018 dell’esplorazione nell’area, consentendo di incrementare fino a 2 miliardi di barili la stima di olio in posto;
  • Vietnam: scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Ken Bau nel Blocco 114 (Eni operatore con il 50%), nell’offshore del Paese;
  • scoperta “near-field” nel Delta del Niger,già collegata agli impianti di produzione con una capacità di circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e 3 mila barili/giorno di condensato;
  • scoperta a gas e condensati nel CTP-Blocco 4 (Eni operatore con il 42,47%) nell’offshore del Ghana con risorse in posto stimate tra 550-650 miliardi di piedi cubi di gas e 18-20 milioni di barili di condensato associato caratterizzato dalla prossimità alle strutture produttive;
  • Mare del Nord norvegese:scoperte a olio e gas nella licenza PL 869 partecipata da Vår Energi;
  • Egitto: scoperta a gas nel prospetto esplorativo Nour (Eni operatore con il 40%). Scoperte near-field nel deserto occidentale, nel Delta del Nilo e nel Golfo di Suez. Queste ultime sono già state allacciate agli impianti dell’area.
• Rinnovo portafoglio titoli minerari:nel corso del 2019 acquisite nuove superfici per complessivi 27.541 chilometri quadrati in Algeria, Bahrain, Cipro, Costa d’Avorio, EAU, Egitto, Kazakhstan, Messico Mozambico e Norvegia.
• Utile operativo adjusted Exploration & Production: €2,14 miliardi nel trimestre 2019 (-31% rispetto al trimestre 2018); €6,59 miliardi nei nove mesi (-17% rispetto al periodo di confronto). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge nel 2018 e al netto dello scenario e dello IFRS 16, la variazione si ridetermina in +12% nel trimestre (+7% nei nove mesi) per effetto principalmente della crescita delle produzioni. In particolare l’effetto scenario riferibile ai minori prezzi del gas principalmente in Europa è pari a €530 milioni nel trimestre e €690 milioni nei nove mesi.

Gas & Power

• Business retail: incrementata la base clienti di circa 130 mila nuovi punti di consegna nei nove mesi grazie all’espansione nel business power e all’estero; previsioni di ulteriore crescita a fine anno.
• Utile operativo adjusted G&P: €93 milioni, +31% rispetto al terzo trimestre 2018 (+2% nei nove mesi a €511 milioni) principalmente grazie alle ottimizzazioni del portafoglio degli asset gas in Europa che ha sfruttato l’elevata volatilità del mercato e alla performance in crescita del retail.

Refining & Marketing e Chimica

• Perfezionata l’acquisizione del 20% di ADNOC Refining in Abu Dhabi, per il corrispettivo di $3,24 miliardi, che include il 20% di una Trading Joint Venture da avviare per la commercializzazione dei prodotti petroliferi. L’operazione si inquadra nella strategia di Eni volta a diversificare geograficamente il proprio portafoglio complessivo e a renderlo maggiormente bilanciato lungo la catena del valore, con un incremento del 35% della capacità di raffinazione.
• Avviata nel mese di agosto la Green refinery di Gela, in fase di ramp-up verso la capacità di lavorazione target di 750.000 tonnellate/anno.
• In forte ripresa i risultati di R&M: utile operativo adjusted di €0,22 miliardi nel trimestre pari a tre volte il trimestre precedente (+54% vs. il terzo trimestre 2018) per effetto del solido contributo del marketing nel periodo di picco dei consumi e della ripresa del margine di raffinazione per le lavorazioni semplici SERM², attenuata dal perdurare dell’apprezzamento dei greggi pesanti vs. il Brent. Utile operativo nei nove mesi a €0,28 miliardi, +29% rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente, grazie alla positiva performance del marketing, mentre la raffinazione sconta l’andamento sfavorevole dello scenario di conversione e l’indisponibilità di alcuni impianti.
• Risultato adjusted della Chimica: perdita operativa di €70 milioni nel trimestre per effetto di uno scenario ancora depresso. Perdita operativa di €144 milioni nei nove mesi, che sconta oltre lo scenario, l’incidente occorso a gennaio allo steam-cracker di Priolo e altre fermate non programmate.

Decarbonizzazione ed economia circolare

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  • Energy Solutions,generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili: 42 MW di capacità installata al 30 settembre.Tra le principali iniziative del trimestre si evidenziano: 
    • l'acquisizione di due progetti per la realizzazione di centrali fotovoltaiche nel Territorio del Nord australiano da 12,5 MW ciascuna presso i siti di Batchelor e Manton, con completamento previsto entro il terzo trimestre del 2020;
    • un accordo di cooperazione con Mainstream Renewable Power, società per l’energia eolica e solare, per sviluppare progetti in mercati con elevato potenziale di crescita;
    • l’assegnazione a ArmWind LLP, joint venture tra Eni e General Electric, di un progetto per la costruzione di un impianto eolico da 48MW nel Nord Kazakhstan a seguito di un’asta competitiva.

Sono in fase di costruzione i seguenti impianti:

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  • Badamsha, in Kazakhstan, parco eolico da 50 MW;
  • Porto Torres (SS), fotovoltaico da 31 MW e Volpiano (TO) da 18 MW, in Italia;
  • Katherine, nel nord dell'Australia, fotovoltaico da 33,7 MW, dotato di un sistema di accumulo;
  • Tataouine, nel sud della Tunisia, fotovoltaico da 10 MW (Eni 50%), e Adam, in prossimità della omonima concessione petrolifera, fotovoltaico da 5 MW (Eni 50%);
  • Bhit in Pakistan, fotovoltaico da 10 MW.

Capacità installata attesa a fine anno pari a 190 MW.

• Eni confermata come partecipante al Global Compact LEAD in considerazione dell’impegno della Compagnia nella promozione degli SDG dell’ONU.
• Firmati accordi quadro per lo sviluppo dell’economia circolare, in particolare per la conversione dei rifiuti in bio-feedstock.
• Firmata con l'Organizzazione delle Nazioni Unite per lo sviluppo industriale (UNIDO) una dichiarazione congiunta per l'avvio di un modello innovativo di collaborazione pubblico-privato, finalizzato al conseguimento degli SDG dell’ONU.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €2,16 miliardi nel trimestre, -35% (€6,79 miliardi nei nove mesi, -18%). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dell’effetto scenario e dello IFRS 16, la variazione si ridetermina in -1% nel trimestre (+4% nei nove mesi).
• Utile netto adjusted: €0,78 miliardi nel trimestre, -44% (-42% escludendo gli effetti IFRS 16); €2,33 miliardi nei nove mesi, -26% (-23% escludendo gli effetti IFRS 16).
• Utile netto: €0,52 miliardi e €2,04 miliardi rispettivamente nel trimestre 2019 e nei nove mesi 2019.
• Generazione di cassa ante working capital a costi di rimpiazzo ³: €2,6 miliardi nel trimestre,
  -23%; €9,4 miliardi nei nove mesi, +5% (€2,4 miliardi nel trimestre; €8,9 miliardi nei nove mesi prima dell’effetto IFRS 16). Sulla generazione di cassa ha influito negativamente in particolare il minor prezzo del gas principalmente in Europa per €340 milioni nel trimestre e €520 milioni nei nove mesi.
• Generazione di cassa operativa: €2,06 miliardi nel terzo trimestre (-50%); €8,67 miliardi nei nove mesi (-7%) su cui ha inciso il pagamento straordinario legato alla definizione di un arbitrato (€330 milioni).
• Investimenti netti: €5,6 miliardi nei nove mesi al netto dell’acquisizione di ADNOC Refining e di riserve e con effetti IFRS 16 non significativi.
• Indebitamento finanziario netto: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, il debito netto si determina in €12,7 miliardi, in aumento del 53% rispetto al 31 dicembre 2018 in relazione principalmente all’acquisizione del 20% di ADNOC Refining (€2,9 miliardi), €5,6 miliardi di investimenti netti e avendo corrisposto €3,24 miliardi agli azionisti sotto forma di dividendi e riacquisto azioni proprie. Includendo gli effetti dello IFRS 16: €18,5 miliardi, di cui circa €2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei joint operator upstream.
• Leverage: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, leverage a 0,25, in aumento rispetto al 31 dicembre 2018 (0,16) e al 30 giugno 2019 (0,15) avendo assorbito l’acquisizione del 20% di ADNOC Refining, gli investimenti netti di periodo e la quasi totalità della remuneration degli azionisti prevista per l’anno. Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,36; 0,32 al netto della quota di lease liability di competenza dei partner E&P.
• Buy-back: avviato il 5 giugno il programma di riacquisto di azioni; al 30 settembre acquistate 16,2 milioni di azioni per un controvalore di €229 milioni.

Outlook 2019

Exploration & Production
Produzione di idrocarburi: previsto un livello produttivo medio per il 2019 di 1,87 – 1,88 milioni di boe/giorno allo scenario di budget di 62 $/barile. Il range riflette la volatilità della domanda asiatica di LNG e delle produzioni in Venezuela. Come anticipato, la produzione ha registrato un’accelerazione nel terzo trimestre ancora interessato da residue attività di manutenzione ed è prevista crescere ulteriormente nel quarto trimestre. Previsto un contributo annuo da avvii/ramp-up di circa 250 mila boe/giorno, riferiti principalmente alla crescita di Zohr, alla regimazione dei giacimenti avviati nel 2018, in particolare in Libia, Ghana e Angola, gli avvii dell’anno dei progetti Area 1 nell’offshore del Messico, Baltim SW in Egitto, Berkine North in Algeria e Trestakk in Norvegia, ed altri incrementi, in grado di più che compensare il declino di giacimenti maturi.
Risorse esplorative: target di risorse equity a circa 700 milioni di boe nell’anno.

Gas & Power
Risultato operativo: atteso a circa €600 milioni.
Portafoglio clienti retail: previsto in crescita per lo sviluppo del business power e delle attività estere.

Refining & Marketing e Chimica
Margine di raffinazione di breakeven rivisto a circa 5,2 $/barile nel 2019 per effetto del peggioramento del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti e della non piena operatività del sistema industriale. Allo scenario di budget e con la piena operatività, 3,5 $/barile a fine 2019.
Risultato operativo R&M “pro-forma” (inclusivo del pro-quota ADNOC Refining): rivista la guidance a circa €400 milioni in considerazione dell’ulteriore flessione dello scenario di conversione nel terzo trimestre, in via di normalizzazione.
Lavorazioni in conto proprio delle raffinerie sostanzialmente in linea.
Lavorazioni green previste in crescita per l’avvio di Gela.
Vendite rete stabili; costante la quota di mercato retail Italia.
Vendite e produzioni di prodotti chimici: in flessione a causa della fermata dello steam-cracker di Priolo avvenuta nel primo trimestre, tornato a regime a fine luglio, e di altre fermate non programmate. Sulle vendite pesa la debolezza dello scenario in particolare del settore automotive, nonché la riduzione dei consumi di “single-use plastics”.

Gruppo
Capex: rivista in leggera riduzione la guidance di €8 miliardi per il 2019 al cambio di budget di 1€= 1,15 USD.
Generazione di cassa prima della variazione del circolante a costi di rimpiazzo: confermata la guidance di circa €12,8 miliardi, allo scenario di budget e prima degli effetti dello IFRS 16.
Cash neutrality: confermata per il 2019 la copertura degli investimenti organici e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile ante effetti IFRS 16; 52 $/barile con gli effetti dello IFRS 16.

⁽¹⁾ I valori economici, patrimoniali e finanziari del secondo e del terzo trimestre e dei nove mesi 2019 recepiscono gli effetti dell’IFRS 16 sulla contabilizzazione dei lease. Per consentire un confronto omogeneo con i corrispondenti periodi del 2018 non rideterminato secondo il nuovo principio, gli effetti di quest’ultimo sono evidenziati nel commento dei singoli valori influenzati e complessivamente nei prospetti alle pag. 17-18.

⁽²⁾ SERM: Standard Eni Refining Margin. Si veda pag. 9.

⁽³⁾ Vedi definizione alla tavola di riconduzione a pag. 14.

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