^(a) Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure a pag. 15.
^(b) Di competenza degli azionisti Eni - continuing operations.
^(c) 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 dei nove mesi e del terzo trimestre 2017 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Nel terzo trimestre abbiamo conseguito risultati eccellenti con un utile operativo quasi quadruplicato, un risultato netto in aumento di oltre €700 milioni ed un flusso di cassa operativo in netta crescita rispetto al terzo trimestre del 2016. Gli investimenti seguono nel contempo un andamento in linea con le aspettative, con una riduzione nel corso dell’intero anno di circa il 18% rispetto al 2016.

Nel 2017 otterremo una copertura organica degli investimenti e dei dividendi, interamente corrisposti per cassa, in corrispondenza di un prezzo Brent di 60$/bl, come annunciato a inizio anno, 45$ tenendo conto delle operazioni legate al nostro dual exploration model.

Questi risultati sono stati raggiunti grazie ai progressi compiuti nella realizzazione della nostra strategia.

Nell’Upstream la produzione di idrocarburi è cresciuta del 7% al netto dei tagli imposti dall’Opec e dell’effetto prezzo.

I business Downstream di raffinazione e chimica raddoppiando il risultato superano le aspettative beneficiando del nuovo assetto industriale ottimizzato in grado di cogliere le opportunità di crescita del mercato. In G&P abbiamo raggiunto il pareggio strutturale e prevediamo un risultato positivo nell’intero anno.”

Highlights

Exploration & Production

• Produzione d’idrocarburi in forte crescita:
  • nel terzo trimestre conseguiti 1,8 milioni di boe/giorno, +5,4% (+3,7% nei nove mesi); al netto dell’effetto prezzo nei PSA e dei tagli OPEC +7% (+6% nei nove mesi);
  • contributo da avvii e ramp-up nei nove mesi pari a 224 mila boe/giorno grazie all’ottimizzazione del time-to-market dei grandi progetti entrati in produzione nel 2017;
  • atteso ulteriore ramp up produttivo nel quarto trimestre con target a 1,9 milioni di boe/giorno in media nel periodo, il livello più elevato degli ultimi 7 anni, con il contributo di produzioni a elevato cash flow.
• Dual exploration model: perfezionata in ottobre la cessione a Rosneft del 30% del giacimento super-giant a gas Zohr, nell'offshore dell'Egitto.
• Atteso entro fine anno il completamento della vendita del 25% dell’Area 4 in Mozambico a Exxon Mobil.
• Libia: riavviata la seconda fase di sviluppo del giacimento giant offshore Bahr Essalam, con primo gas atteso entro il 2018.
• Prosegue con successo la campagna esplorativa nell’offshore del Messico: il primo pozzo di delineazione della scoperta di Mizton, che fa seguito a quelli di Amoca, ha consentito di incrementare le risorse complessive dell’Area 1 a oltre 1,4 miliardi di boe in posto. Previsto un piano di sviluppo rapido. Ottenute con il ruolo di operatore tre nuove licenze di esplorazione e produzione relative ai blocchi 7, 10 e 14 nel bacino di Sureste.
• Progress di Zohr: confermato start-up entro dicembre.
• Utile operativo adjusted E&P: €1,05 miliardi nel terzo trimestre (+62%); nei nove mesi più che triplicato a €3,31 miliardi.

Gas & Power

• Continui, rilevanti progressi nella ristrutturazione del business della commercializzazione all’ingrosso grazie alle azioni sui contratti long-term e nella logistica.
• Business retail: migliore performance nell’incasso dei ricavi; in crescita la base clienti al netto delle cessioni.
• Risultato operativo adjusted G&P: in un trimestre solitamente debole a causa della stagionalità netto miglioramento vs. terzo trimestre 2016 (+48%); risultato dei nove mesi a breakeven (+€0,32 miliardi).

Refining & Marketing e Chimica

• Margine di raffinazione 2017: breakeven confermato al di sotto dei 4 $/barile (media annua).
• Trimestre record per R&M: €0,22 miliardi di utile operativo adjusted, più che raddoppiato rispetto al terzo trimestre 2016 nonostante la ridotta disponibilità delle raffinerie di Sannazzaro e di Livorno (€0,46 miliardi nei nove mesi, +117%).
• Utile operativo adjusted della Chimica: €0,11 miliardi nel terzo trimestre (+51%); €0,42 miliardi nei nove mesi (+42%). Atteso utile record su base annua.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted quasi quadruplicato sia nel trimestre che nei nove mesi: €0,95 miliardi nel terzo trimestre (+€0,69 miliardi vs terzo trimestre 2016) e €3,80 miliardi nei nove mesi (+€2,77 miliardi vs nove mesi 2016).
• Utile netto adjusted: €0,23 miliardi nel terzo trimestre, €1,44 miliardi nei nove mesi rispetto alle perdite nette registrate in entrambi i periodi di confronto 2016.
• Utile netto: €0,34 miliardi nel terzo trimestre (€1,33 miliardi nei nove mesi).
• Forte generazione di cassa operativa: €2,16 miliardi nel terzo trimestre (+63%); €6,8 miliardi nei nove mesi (+54%).
• Generazione di cassa su base adjusted prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino a €1,72 miliardi nel trimestre (+27%) e €6,60 miliardi nei nove mesi (+72%) al netto di un pagamento straordinario d’imposta in Angola per €0,15 miliardi.
• Investimenti: €7 miliardi nei nove mesi (€5,7 miliardi su base pro-forma¹), in progressiva decelerazione dopo il picco dovuto alla finalizzazione dei grandi progetti avviati come da programma nella prima parte del 2017. Copertura organica capex pro-forma a circa il 120%.
• Dismissioni: previsti incassi di €3,7 miliardi su base annua, di cui circa €1,5 miliardi nei nove mesi riferiti principalmente al dual exploration model.
• Indebitamento finanziario netto: €14,96 miliardi. Atteso in riduzione ad anno intero con la finalizzazione delle dismissioni definite.
• Leverage al 30 settembre 2017: 0,32, atteso allo 0,25 a fine anno per effetto della gestione e delle dismissioni definite.

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: prevista una produzione media pari a 1,815 milioni di boe/giorno, replicando il record storico del 2010. Questo livello, tenendo conto degli effetti dei PSA e dei tagli OPEC è pari a una crescita del 5% rispetto al 2016. I principali driver sono gli avvii di nuovi progetti (Indonesia, Angola e Ghana), i ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Kazakhstan, Egitto e Norvegia, nonché il restart di alcuni campi libici. I fattori contingenti, tra i quali in particolare l’interruzione dell’attività in Val d’Agri protrattasi per quasi l’intero secondo trimestre, gli effetti dei tagli OPEC e alcuni one-off contrattuali del 2016, 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 e breakeven strutturale del business wholesale in anticipo di un anno rispetto ai piani.
Obiettivo di consolidamento della quota di mercato nel segmento 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 di Sannazzaro, i cui effetti saranno quasi interamente compensati dalla migliore performance di Milazzo. Stabile a circa il 90% il tasso di utilizzo delle raffinerie. In un contesto di forte pressione competitiva, Eni prevede di consolidare 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 stabili. Spread delle principali commodity verso i feedstock generalmente positivi, con un picco nel butadiene, mentre è in flessione il polietilene. Atteso utile record su base annua.

Gruppo
Previsti per l’intero 2017 investimenti proforma di €7,5 miliardi, cioè al netto dei rimborsi connessi alle dismissioni e agli anticipi da parte dei partner di Stato nel progetto Zohr in Egitto, confermando l’obiettivo di riduzione dello spending di circa il 18% rispetto al 2016 a cambi costanti.
Cash neutrality: confermata copertura organica degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di 60 $/barile nel 2017, 45 $ tenendo conto delle operazioni legate al nostro dual exploration model.
Leverage a fine 2017: atteso allo 0,25, in netta riduzione rispetto al 2016 anche grazie al perfezionamento delle 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.

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