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

“Nel primo semestre dell’anno abbiamo ottenuto risultati eccellenti che confermano la bontà della nostra strategia. Abbiamo avviato in tempi record la produzione di tre grandi progetti offshore in Ghana, Angola e Indonesia, dimostrando la nostra eccellenza anche nella fase di sviluppo, oltre che in quella esplorativa che ci ha garantito nel primo semestre 500 milioni di barili di nuove risorse. Nei primi sei mesi dell’anno, abbiamo così ottenuto circa 200 mila boe/giorno di nuova produzione, raggiungendo un tasso di crescita superiore al 6% e proseguendo nel trend intrapreso già nei mesi precedenti. A questo si andrà ad aggiungere l’avvio della produzione del campo di Zohr, che avverrà entro la fine dell’anno. Questi risultati sono stati realizzati mantenendo una struttura di spesa estremamente efficiente, grazie alla quale ridurremo i capex di circa il 18% rispetto al 2016 come da piano. I business del gas, della R&M e della Chimica continuano a ottenere risultati sopra le attese: la Chimica, in particolare, ha raggiunto un risultato record con oltre €300 milioni di EBIT, segno che gli sforzi fatti per il potenziamento, riposizionamento dei portafogli prodotti e la ricerca di efficienza stanno dando i loro frutti.
Tutto questo ci ha consentito, nonostante uno scenario Brent ancora volatile, una generazione organica di cassa di circa €5 miliardi con un free cash flow di €700 milioni: siamo quindi in grado di confermare gli obiettivi di copertura organica di investimenti e dividendo. Su queste basi confermerò la proposta al CdA del 14 settembre di un acconto dividendo pari a €0,40 per azione.”

Highlights

Exploration & Production

• Produzione del trimestre: +3,3% a 1,77 milioni di boe/giorno nel trimestre; escludendo l’effetto prezzo negativo nei PSA e i tagli OPEC +5,2% nel trimestre, +6,1% nel semestre.
• Avviati in tempi record i progetti OCTP/Ghana e Jangkrik/Indonesia a conferma dell’efficacia del modello di sviluppo Eni finalizzato al miglioramento continuo del time to market.
• Nel semestre da avvii e ramp-up un contributo di 192 mila boe/giorno.
• Entrato nella fase esecutiva il progetto gas Coral South nell’Area 4 offshore del Mozambico grazie alla firma dei contratti di costruzione del mezzo di LNG floating production e di project financing.
• Centro Olio Val d’Agri: riavviate le attività produttive grazie alla finalizzazione di tutte le misure di tutela HSE richieste dagli Enti competenti. La produzione ha già raggiunto il plateau.
• Perforati con successo due pozzi nella scoperta Amoca, nell’offshore del Messico, incrementando fino a 1,3 miliardi di barili di olio in posto le risorse dell’intera Area 1. Prevista entro fine anno la definizione del piano di sviluppo.
• Altre importanti scoperte in Libia, Indonesia e Norvegia, per un totale di circa 500 milioni di boe di riserve esplorative.
• Acquisite licenze esplorative in Cipro, Costa d’Avorio e Norvegia, per una superficie complessiva di circa 11.000 chilometri quadrati.
• Progress di Zohr: 80%, confermato start-up entro dicembre.
• Utile operativo adjusted E&P: €0,85 miliardi nel secondo trimestre più che raddoppiato; nel semestre quintuplicato a €2,26 miliardi.

Gas & Power

• Perfezionata a luglio la cessione delle attività di vendita retail in Belgio.
• Risultato operativo adjusted G&P: andamento positivo in un trimestre solitamente debole a causa della stagionalità con una perdita ridotta del 36% vs secondo trimestre 2016; nel semestre utile operativo adjusted di €192 milioni, pari a oltre il triplo del semestre di confronto (+€136 milioni).

Refining & Marketing e Chimica

• Confermato margine di raffinazione 2017 di breakeven inferiore a 4 $/barile (media annua).
• Utile operativo adjusted R&M: €165 milioni nel secondo trimestre, quasi quattro volte il risultato del secondo trimestre 2016 nonostante la parziale indisponibilità della raffineria di Sannazzaro (€231 milioni nel semestre, +110%).
• Utile operativo adjusted record della Chimica: €187 milioni nel secondo trimestre (+67%), il più elevato di sempre; €310 milioni nel semestre (+39%).

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: quintuplicato nel secondo trimestre a €1,02 miliardi (+€0,83 miliardi vs secondo trimestre 2016); nel semestre quasi quadruplicato a €2,85 miliardi (+€2,08 miliardi vs primo semestre 2016).
• Utile netto adjusted: €0,46 miliardi nel secondo trimestre, €1,21 miliardi nel semestre rispetto alle perdite nette dei periodi di confronto 2016.
• Utile netto: sostanziale pareggio nel trimestre (€0,98 miliardi nel semestre).
• Forte generazione di cassa operativa: €2,71 miliardi nel secondo trimestre (+56%); €4,64 miliardi nel semestre (+50%).
• Raddoppiata la generazione di cassa su base adjusted, prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino (€2,28 miliardi nel trimestre e €4,88 miliardi nel semestre).
• Investimenti: €4,97 miliardi nel semestre (€4,27 miliardi su base pro-forma¹) finalizzati al completamento dei grandi progetti avviati come da programma nella prima parte nel 2017. Copertura organica capex pro-forma a circa il 110%.
• Generati circa €700 milioni di free cash flow a copertura del dividendo.
• Nel primo semestre 2017 definite dismissioni per circa €2,9 miliardi pari al 60% del target minimo di cessioni previste dal piano 2017-2020.
• Indebitamento finanziario netto: €15,5 miliardi. Atteso in riduzione ad anno intero con la finalizzazione delle dismissioni definite.
• Leverage al 30 giugno 2017: 0,32 rispetto allo 0,28 al 31 dicembre 2016, ben al di sotto dello 0,30 a fine anno sulla base delle assunzioni di scenario per effetto della gestione e delle dismissioni definite.
• Proposta acconto dividendo 2017: €0,40 per azione.

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 il target di 1,84 milioni boe/g (+5% rispetto al 2016) grazie agli avvii di nuovi progetti (Indonesia, Angola e Ghana) e ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Kazakhstan, Egitto e Norvegia. L’imprevista interruzione dell’attività produttiva in Val d’Agri protrattasi per quasi un intero trimestre e gli effetti dei tagli OPEC saranno compensati dalle ulteriori iniziative di ottimizzazione della produzione messe in atto e dall’avvio anticipato dei grandi progetti in Angola, Indonesia e Ghana.

Gas & Power

Previsto risultato strutturale positivo dal 2017.

Confermati i miglioramenti attesi della posizione di costo attraverso interventi sui contratti long- term in gran parte già finalizzati nel corso del primo semestre.

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 nel 2018.

Lavorazioni in conto proprio attese in leggero calo a causa dell’indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria Sannazzaro e della fermata di Taranto, 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 a perimetro omogeneo in leggera crescita.

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

Gruppo

Confermato l’obiettivo di riduzione dei capex 2017 su base proforma di circa il 18% vs 2016, cioè al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni e agli anticipi da parte dei partner di Stato nel progetto Zohr in Egitto.

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

Leverage a fine 2017: in netta riduzione rispetto al 2016 anche grazie al perfezionamento di operazioni di portafoglio, tra cui in particolare la cessione del Mozambico.


¹ Al netto dei rimborsi associati alle cessioni e l’incasso di anticipi da parte di partner di Stato previsti in relazione al progetto Zohr; vedi pag. 12.