- FINANZA, STRATEGIA E REPORT
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I Trim. 17 | II Trim. 17 | II Trim. 16 | var % | I Sem. 17 | I Sem. 16 | var % | ||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
53,78 | Brent dated | $/barile | 49,83 | 45,57 | 9 | 51,81 | 39,73 | 30 |
1,065 | Cambio medio EUR/USD | 1,101 | 1,129 | (2) | 1,083 | 1,116 | (3) | |
1.795 | Produzione di idrocarburi | mgl di boe/g | 1.771 | 1.715 | 3 | 1.783 | 1.734 | 3 |
1.834 | Utile (perdita) operativo adjusted (a) | € milioni | 1.019 | 188 | .. | 2.853 | 771 | .. |
1.415 | di cui: E&P | 845 | 355 | .. | 2.260 | 450 | .. | |
338 | G&P | (146) | (229) | 36 | 192 | 56 | .. | |
189 | R&M e Chimica | 352 | 156 | .. | 541 | 333 | 62 | |
744 | Utile (perdita) netto adjusted (a) | 463 | (317) | .. | 1.207 | (315) | .. | |
0,21 | ‐ per azione (€) | 0,13 | (0,09) | 0,34 | (0,09) | .. | ||
965 | Utile (perdita) netto (b) | 18 | (446) | .. | 983 | (829) | .. | |
0,27 | ‐ per azione (€) | .. | (0,12) | 0,27 | (0,23) | .. | ||
2.597 | Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted (c) | 2.284 | 1.004 | 4.881 | 2.477 | 97 | ||
1.932 | Flusso di cassa netto da attività operativa | 2.706 | 1.730 | 56 | 4.638 | 3.100 | 50 | |
2.867 | Investimenti (tecnici e in partecipazioni) | 2.106 | 2.452 | (14) | 4.973 | 6.031 | (18) | |
14.931 | Indebitamento finanziario netto | 15.467 | 13.814 | 12 | 15.467 | 13.814 | 12 | |
0,28 | Leverage | % | 0,32 | 0,26 | 0,32 | 0,26 | ||
(1) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure a pag. 15. (2) Di competenza de gl i azioni sti Eni - continuing operations . (3) Misura Non-GAAP. Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino. |
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
Gas & Power
Refining & Marketing e Chimica
Risultati Consolidati
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.
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