Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del primo trimestre 2017 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

"Il miglioramento dei risultati economico finanziari nel primo trimestre di quest’anno è stato netto. L’utile adjusted di circa €750 milioni era di circa €460 milioni (+60%) nel quarto trimestre dello scorso anno, quando i prezzi erano già risaliti a valori vicini agli attuali, ed era zero nel primo trimestre 2016, caratterizzato da uno scenario prezzi depresso. Inoltre il contributo di cassa del periodo di €2,6 miliardi è il più elevato degli ultimi

7 trimestri. Questi risultati sono frutto dei continui progressi industriali conseguiti in tutti i business, in linea con gli obiettivi dichiarati per il 2017 che restano tutti confermati. In particolare nell'upstream la conclusione oramai prossima dei lavori per l'avvio dei campi di Jangkrik in Indonesia ed OCTP in Ghana ed i progressi per l’avvio entro l’anno del campo di Zohr in Egitto mi rendono confidente sul conseguimento del target di produzione per l'anno in corso.

I risultati industriali saranno inoltre accompagnati dalle cessioni già firmate, con particolare riferimento agli assets esplorativi in Egitto ed in Mozambico, il cui completamento atteso entro l'anno contribuirà a rafforzare ulteriormente la struttura patrimoniale senza intaccare le nostre prospettive di crescita. La generazione di cassa organica e gli incassi da dismissioni ci consentiranno nel 2017 di finanziare integralmente gli investimenti e i dividendi ad un livello di prezzo Brent ben al di sotto di quello attuale."

Highlights

Exploration & Production

• Produzione del trimestre: +2,3% a 1,795 milioni di barili giorno; +5,7% escludendo l’effetto prezzo negativo nei PSA e i tagli OPEC.
• Avviato East Hub in Angola, confermati i tempi di avvio degli altri grandi progetti 2017 a elevato cash flow: Jangkrik in Indonesia, OCTP in Ghana e Zohr in Egitto.
• Importante successo esplorativo nell’offshore del Messico in un asset convenzionale ad elevata partecipazione. Altri successi esplorativi in Libia, Indonesia e Norvegia.
• Portafoglio titoli minerari: acquisiti nuovi permessi esplorativi nell’offshore di Cipro, Costa d’Avorio e Norvegia.
• Definita la cessione del 25% dell’Area 4 in Mozambico a ExxonMobil per il corrispettivo di circa $2,8 miliardi. Perfezionata la cessione del 10% di Zohr a BP.
• Utile operativo adjusted E&P: €1,42 miliardi (+€1,32 miliardi vs primo trimestre 2016).

Gas & Power

• Definita la cessione delle attività di vendita retail di gas & power in Belgio in esecuzione del piano di dismissioni definito da Eni per il quadriennio 2017-2020.
• In esecuzione della strategia di potenziamento del business GNL, firmato un accordo della durata di
  15 anni per la fornitura di oltre 11 milioni di tonnellate di GNL in Pakistan.
• Utile operativo adjusted G&P: €338 milioni (+19% vs primo trimestre 2016).

Refining & Marketing e Chimica

• Margine di raffinazione di breakeven al di sotto di 4 $/barile.
• Utile operativo adjusted R&M: €66 milioni, in linea con il primo trimestre 2016, nonostante l’indisponibilità dell’impianto EST.
• Utile operativo adjusted della Chimica a €123 milioni, solida performance anche grazie alle ristrutturazioni finalizzate negli esercizi passati.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €1,83 miliardi, +215% vs primo trimestre 2016 (+€1,25 miliardi).
• Utile netto adjusted: €0,74 miliardi (+€0,74 miliardi vs primo trimestre 2016).
• Utile netto: €0,97 miliardi.
• Forte generazione di cassa operativa: €1,93 miliardi, +41% vs primo trimestre 2016; €2,60 miliardi prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l’utile/perdita di magazzino, +76%.
• Investimenti tecnici: €2,83 miliardi (€2,42 miliardi su base pro-forma¹) finalizzati al completamento dei grandi progetti attesi in avvio nel 2017.
• Nel primo trimestre 2017 definite dismissioni per circa €2,9 miliardi pari al 60% del target minimo di cessioni previste dal piano 2017-2020.
• Indebitamento finanziario netto: €14,9 miliardi in linea rispetto a fine 2016.
• Leverage al 31 marzo 2017: stabile a 0,28.

¹Escludono i rimborsi associati alle cessioni; vedi pag. 10.

Outlook

Exploration & Production

Confermato il target 2017 di nuove risorse esplorative: 0,8 miliardi di boe al costo unitario di circa 1 $/barile.

Produzione 2017: confermato target di 1,84 milioni boe/g (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Egitto, Kazakhstan, Angola, Indonesia e Norvegia. Previste inoltre altre iniziative di ottimizzazione della produzione non incluse nei piani iniziali. Tali incrementi saranno in grado di assorbire i declini di giacimenti maturi e un’interruzione dell’attività produttiva in Val d’Agri per un periodo di novanta giorni. Sono in corso azioni per ridurre la durata di tale interruzione.

Gas & Power

Confermato il target di breakeven strutturale dal 2017.

Previsti miglioramenti della posizione di costo con interventi sui contratti long-term e di logistica. Obiettivo di mantenimento della quota di mercato nei segmenti “large” e “retail” incrementando il valore della base clienti grazie allo sviluppo di offerte commerciali innovative, ai servizi integrati e all’ottimizzazione dei processi commerciali e operativi.

Refining & Marketing e Chimica

Confermato il target del margine di raffinazione di breakeven a 3 $/barile dal 2018.

Lavorazioni in conto proprio attese in leggero calo a causa dell’indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria Sannazzaro, in parte compensati da maggiori volumi a Livorno e Milazzo. In un contesto di forte pressione competitiva, Eni prevede di mantenere i volumi venduti di prodotti petroliferi rete e la quota di mercato in Italia, facendo leva sulla differenziazione dell’offerta e sull’innovazione. In Europa volumi previsti stabili, escludendo gli effetti delle dismissioni delle reti di distribuzione nell’Est Europa.

Nella Chimica volumi di vendita in leggero aumento grazie alla maggiore disponibilità da produzione. Margini in flessione nel cracker e nel polietilene, in ripresa nel butadiene e negli stirenici.

Gruppo

Confermato l’obiettivo di riduzione dei capex del 18% vs 2016 su base proforma, cioè al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni.

Cash neutrality: confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 60 $/barile nel 2017.

Leverage a fine 2017: in riduzione anche grazie al perfezionamento di operazioni di portafoglio, tra cui in particolare la cessione del Mozambico.