Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato oggi i risultati consolidati del I trimestre 2019 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Sono molto soddisfatto dell’eccellente performance industriale e finanziaria realizzata da Eni nel primo trimestre 2019. In particolare, il business E&P, in presenza di uno scenario di mercato sostanzialmente invariato, migliora i propri risultati economici del 25% rispetto al primo trimestre 2018, a conferma di una generazione di cassa ad anno intero in crescita. Anche i risultati del settore G&P sono in miglioramento: l’utile operativo aumenta del 16% a €372 milioni e questo ci dà ulteriore conforto sul conseguimento dell’obiettivo di €500 milioni di risultato ad anno intero. Il downstream R&M e Chimica attenua l’effetto di uno scenario margini recessivo e mantiene l’aspettativa di un ampio recupero nei prossimi nove mesi, soprattutto nella Raffinazione e nel Marketing oil. Complessivamente, la gestione del primo trimestre ha generato un flusso di cassa da risultato di €3,42 miliardi, in crescita dell’8% e superiore di €1,5 miliardi agli investimenti di periodo, che sono stati pari a circa €1,9 miliardi, in linea con le aspettative di un valore di €8 miliardi ad anno intero. Il Gruppo quindi conferma la qualità e robustezza del proprio portafoglio, capace di coprire nel 2019 costi, investimenti e dividendi ad un prezzo Brent di $55 e di generare, in caso di prezzi superiori come nel momento attuale, cassa in eccesso”.

Highlights

Exploration & Production

• Produzione di idrocarburi del trimestre: 1,83 milioni di boe/giorno, -1,3% al netto dell’effetto prezzo e del portafoglio;
  - il confronto risente della cessazione del contratto produttivo Intisar in Libia avvenuta a partire dal terzo trimestre del 2018 e del declino produttivo, i cui effetti sono stati quasi integralmente compensati dal forte incremento organico dei volumi guidato dal ramp up di Zohr e dei progetti avviati nel 2018 per complessivi 200 mila boe/giorno.
• Esplorazione:

principali successi esplorativi:
- scoperte risorse esplorative per 174 milioni di boe:

prospetto esplorativo Agogo, nel Blocco 15/06, operato da Eni (36,8%) nelle acque profonde dell’Angola. Stimati fino a 650 milioni di barili di olio in posto. Dopo Kalimba e Afoxé, Agogo è la terza scoperta effettuata dalla ripresa nel 2018 delle iniziative esplorative nel Blocco 15/06;
scoperta a olio e gas nella licenza PL 869 nel Mare del Nord norvegese da parte di Vår Energi;
scoperta a gas nel prospetto esplorativo Nour nel Mediterraneo egiziano, operato da Eni (40%).

reloading portafoglio titoli minerari:

- acquisite, attraverso Vår Energi, 13 licenze nell’APA Round norvegese;

- acquisite quote di partecipazione in due blocchi esplorativi nell’onshore dell’Egitto: “South East Siwa” (Eni 100%), 3.013 km2, situata in prossimità della concessione “SW Melehia” e “West Sherbean” (Eni operatore 50%), 1.535 km2, situata nel Delta del Nilo in prossimità del giacimento di Nooros;

- firmato un Exploration and Production Sharing Agreement per l’esplorazione del Blocco A (Eni operatore 90%) che si estende su una superficie di 2.412 km2 nell’offshore dell’Emirato di Ras Al Khaimah, Emirati Arabi Uniti.

• Firmati accordi per la cessione a Qatar Petroleum
  - del 30% del lease esplorativo Tarfaya nell’offshore del Marocco, composto da 12 blocchi esplorativi. Al closing Eni manterrà una quota del 45% nell’iniziativa e l’operatorship;
  -del 25,5% del Blocco A5-A, nell’offshore Mozambico. Al closing, Eni manterrà l’operatorship del blocco con una quota del 34%.
• Investimenti netti: €1,6 miliardi riferiti principalmente allo sviluppo di nuovi campi ed al ramp-up di quelli avviati nel 2018. Le attività con particolare riferimento a quelle finalizzate ad accrescere la capacità produttiva 2019 sono in linea con le previsioni.
• Utile operativo adjusted Exploration & Production: €2,31 miliardi, +11% rispetto al primo trimestre 2018. L’incremento si ridetermina in +25% escludendo dal periodo di confronto il contributo della ex-controllata Eni Norge, oggetto di business combination con Point Resources con la costituzione di Vår Energi valutata ad equity, operativa dall’1/1/2019.

Gas & Power

• Vendite di GNL: stabili a 2,7 miliardi di metri cubi.
• Business retail: in crescita la base clienti rispetto al trimestre 2018 (+6%) grazie allo sviluppo del business power e all’acquisizione di attività in Grecia. In calo i volumi gas (-4,5%) per effetto del clima più mite.
• Risultato operativo adjusted G&P: €0,37 miliardi, +16% rispetto al primo trimestre 2018 sostenuto dalla crescita tanto del comparto midstream quanto del retail.

Refining & Marketing e Chimica

• Green refinery di Gela: avviate le prime unità produttive, ulteriori avvii a maggio e completamento nel quarto trimestre.
• Unità EST Sannazzaro: avvio in early start-up a marzo; prevista piena operatività nel terzo trimestre.
• ADNOC refinery: proseguono le attività per il closing dell’acquisto del 20% previsto nel terzo trimestre.
• Utile operativo adjusted Refining & Marketing: sostanzialmente a pareggio grazie al marketing che ha compensato gli effetti negativi dello scenario debole nella raffinazione e dell’anticipo opportunistico di manutenzioni programmate.
• Risultato adjusted della Chimica: perdita di €46 milioni dovuta al fermo straordinario dell’hub di Priolo, ora in fase di riavvio. Escluso questo effetto, risultato sostanzialmente in pareggio nonostante i margini depressi di tutte le principali linee di prodotto (polimeri, elastomeri e stirenici).

Decarbonizzazione ed economia circolare

• Avviata la costruzione di due nuovi impianti fotovoltaici, rispettivamente in prossimità del campo a gas di Bhit in Pakistan, e nella concessione petrolifera di Adam in Tunisia.
• Acquisito un progetto per la realizzazione di un impianto fotovoltaico da 33,7 MWp a Katherine, nel Nord dell’Australia.
• Avviato nell’offshore di Ravenna l’Inertial Sea Wave Energy Converter, innovativo sistema in grado di trasformare l’energia prodotta dalle onde in energia elettrica.
• Firmato un accordo tra Syndial e Veritas per la realizzazione presso l’hub Eni di Porto Marghera di un impianto per la trasformazione della frazione organica dei rifiuti solidi urbani in bio olio e bio metano.
• Firmato con RenOils, Consorzio nazionale degli oli e dei grassi vegetali e animali esausti, un accordo di collaborazione volto al riciclo degli oli vegetali esausti per produrre biocarburante presso le bioraffinerie Eni.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €2,35 miliardi nel trimestre, sostanzialmente in linea vs. primo trimestre 2018. Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018, crescita del 10%, ovvero 7% escludendo gli effetti IFRS 16. Inoltre l’utile operativo del 2019 sconta lo storno di un profitto per utili interni prodotti ma non ancora realizzati con terzi per €134 milioni (+€58 milioni nel primo trimestre 2018).
• Utile netto adjusted: €0,99 miliardi nel trimestre, in linea vs. primo trimestre 2018; (+4% escludendo gli effetti IFRS 16).
• Utile netto: €1,09 miliardi.
• Generazione di cassa operativa: €2,1 miliardi. Include un pagamento straordinario per la definizione di un arbitrato (€330 milioni). Escludendo dal valore 2019 tale pagamento ed il beneficio apportato dall’IFRS 16, risultato in linea con il primo trimestre 2018.
• Generazione di cassa prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino di €3,42 miliardi nel trimestre; €3,18 miliardi prima dell’effetto determinato dall’IFRS 16, in linea con il primo trimestre 2018.
• Investimenti netti: €1,85 miliardi, al netto dell’acquisto di riserve in Alaska e in Algeria (effetti IFRS 16 non significativi).
• Indebitamento finanziario netto: €14,5 miliardi, di cui circa €2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei partner nelle Joint Operation upstream operate da Eni. Escludendo integralmente l’effetto dell’applicazione dell’IFRS 16, il debito netto si ridetermina in €8,68 miliardi.
• Leverage: 0,27 (0,24 al netto della quota di lease liability di competenza dei partner E&P). Escludendo l’effetto dell’applicazione dell’IFRS 16, il leverage si ridetermina in 0,16, invariato rispetto al 31 dicembre 2018.

Outlook 2019

Exploration & Production

Produzione di idrocarburi: confermata la crescita del 2,5% su base annua allo scenario di budget di 62 $/barile e al netto delle operazioni di portafoglio. La crescita sarà sostenuta dai ramp up dei giacimenti avviati nel 2018, dalla crescita di Zohr e di Kashagan oltreché dagli avvii pianificati del progetto Area 1 nell’offshore del Messico, Baltim SW in Egitto, Berkine North in Algeria e Trestakk in Norvegia. Previsto un contributo annuo da avvii/ramp up di circa 250 mila boe/giorno. La crescita vs il 2018 sarà evidente dal terzo trimestre dopo le fermate manutentive concentrate nel secondo trimestre 2019 (Kashagan e Goliat).
Risorse esplorative: confermato target di risorse equity di 600 milioni di boe nell’anno.

Gas & Power

Risultato operativo: atteso a circa €500 milioni come da guidance.
Volumi GNL contrattati: in linea rispetto al 2018.
Portafoglio clienti retail: previsto in crescita per lo sviluppo del business power.

Refining & Marketing e Chimica

Margine di raffinazione di breakeven previsto a circa 3,5 $/barile a fine 2019 con la piena operatività del sistema industriale e la riapertura del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti.
Lavorazioni in conto proprio delle raffinerie previste stabili.
Lavorazioni green previste in forte crescita per avvio green refinery di Gela.
Vendite rete stabili.
Vendite e produzioni di prodotti chimici: in flessione a causa della fermata dell’hub di Priolo.

Gruppo

Capex: confermata 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: attesa pari a €12,8 miliardi, allo scenario Brent di 62 $/barile, al prezzo del gas al PSV di 266 €/kmc e al cambio EUR/USD di 1,15, prima degli effetti dello IFRS 16.
Cash neutrality:confermata la copertura degli investimenti organici e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile nel 2019 ante effetti IFRS 16, recependo i quali il target si rideterminerebbe in circa 52 $/bbl.

 

 

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