Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati dell’esercizio e del quarto trimestre 2019

28 febbraio 2020 8:00 AM CET

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati dell’esercizio e del quarto trimestre 2019 (non sottoposti a revisione contabile). Convocata l’Assemblea degli azionisti.

Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Nel 2019 abbiamo conseguito risultati eccellenti, nonostante lo scenario decisamente negativo, caratterizzato da discontinuità geopolitiche e da uno scenario prezzi certamente meno favorevole rispetto al 2018. Questo grazie alla strategia perseguita negli ultimi anni che ci ha consentito di crescere e di rafforzare la nostra resilienza. In particolare nel business Upstream abbiamo raggiunto la produzione record di 1,87 milioni di barili giorno e conseguito il rimpiazzo del 117% delle riserve prodotte.

Particolarmente positivi sono stati i risultati conseguiti nei business Gas & Power e Marketing oil, mentre la Raffinazione e la Chimica hanno scontato quest’anno scenari particolarmente negativi, mitigati dalle azioni di ristrutturazione messe in atto nel recente passato.

Infine durante l’anno sono proseguite le attività di espansione del business di generazione rinnovabile, delle “bio-raffinerie”, con l’entrata in produzione di Gela, e di miglioramento del profilo carbonico del nostro portafoglio, in preparazione del piano di maggiore espansione che verrà perseguito nei prossimi anni.

A questi risultati si aggiunge l’opera di diversificazione attuata attraverso la crescita Upstream in Norvegia e negli Emirati Arabi Uniti che conferisce al portafoglio ulteriore solidità. Inoltre l’acquisto del 20% della capacità di raffinazione nel sito di Ruwais negli Emirati rende la nostra raffinazione meglio predisposta ad affrontare cicli sfavorevoli di mercato.

Eni oggi è un’azienda in netta crescita e molto solida dal punto di vista finanziario: la generazione di cassa operativa pari a €12,1 miliardi, in crescita a parità di scenario, è risultata superiore per €1 miliardo alla spesa per investimenti di €7,7 miliardi e alla crescente remunerazione degli azionisti, che compreso il buy back, è stata di €3,4 miliardi. Sulla base di questi risultati il Consiglio di Amministrazione odierno ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo pari a €0,86 per azione di cui €0,43 già distribuiti a settembre”.                            

Highlight

Exploration & Production

  • Produzione di idrocarburi a livelli record:
    • media annua: 1,87 milioni boe/giorno, quarto trimestre a 1,92 milioni boe/giorno;
    • al netto degli effetti prezzo/portafoglio crescita dell’1,7% in entrambi i periodi considerati. Escludendo gli effetti della cessazione del contratto produttivo Intisar avvenuto nel terzo trimestre 2018, la variazione annua si ridetermina in +5%;
    • contributo da avvii/ramp-up: 253 mila boe/giorno, trainato dalla crescita di Zohr, dal raggiungimento del plateau dei progetti libici avviati nel 2018 (Wafa compression e Bahr Essalam fase 2), da incrementi in Ghana e Angola e dagli start-up in Messico, Norvegia, Egitto e Algeria, in grado di più che compensare i minori ritiri di gas in varie geografie per eccesso di offerta del mercato mondiale e i declini di giacimenti maturi.
  • Avvii di produzione 2019:
    • Area 1 nell’offshore del Messico, in anticipo a soli undici mesi dalla decisione finale di investimento;
    • in Egitto il progetto gas Baltim SW, all’interno della Great Nooros Area, a soli diciannove mesi dalla decisione finale di investimento, e le recenti scoperte a olio near-field nell’ area di sviluppo di South West Melehia e di Sidri South;
    • Trestakk in Norvegia, Berkine Nord olio in Algeria, Nasr fase 2 in EAU;
    • giacimento a olio Agogo nel blocco offshore 15/06 in Angola a soli nove mesi dalla scoperta, in sinergia con le FPSO presenti nell’area.
  • Portafoglio:
    • Vår Energi, la JV tra Eni (70%) e HitecVision (30%), ha completato l’acquisizione degli asset upstream di ExxonMobil in Norvegia, con una produzione di 150 mila boe/giorno, per il corrispettivo di $4,5 miliardi interamente finanziati dalla JV. L’operazione ha valenza strategica per Eni e per Vår Energi che diventa il secondo operatore upstream in Norvegia con l’obiettivo di produrre oltre 350 mila boe/giorno al 2023 grazie allo sviluppo dei progetti in portafoglio;
    • cedute a Qatar Petroleum quote in blocchi esplorativi in Marocco, Mozambico e Kenya, quest’ultima in attesa di ratifica;
    • finalizzata la cessione a Neptune del 20% del blocco East Sepinggan, situato nell’offshore di East Kalimantan in Indonesia, che include il giacimento di Merakes e la scoperta di Merakes East. Eni rimane operatore con il 65%.
    • ottenuta la decisione finale d’investimento per cinque progetti: l’espansione dell’impianto LNG Bonny di proprietà della Nigeria LNG che aumenterà la capacità produttiva a oltre 30 Mtpa nel 2024, Berkine Nord fase 2 in Algeria, Dalma Hub in EAU, Agogo in Angola nonché Balder X in Norvegia.
  • Riserve certe a fine anno: 7,3 miliardi boe, con un life index di 10,6 anni;
    • tasso di rimpiazzo all sources: 117%;

    • tasso di rimpiazzo organico: 92% (100% escluso l’effetto prezzo) ovvero 98% in media triennale.
  • Successi esplorativi:
    • nel 2019 scoperte nuove risorse esplorative per circa 820 milioni di boe, con un costo esplorativo unitario di 1,5 $/boe;
    • risultati eccellenti nel Blocco 15/06 (Eni operatore con il 36,8%) nell’ offshore dell’ Angola con tre scoperte (Agogo, Ndungu e Agidigbo), che assieme a quelle di fine 2018 (Kalimba e Afoxè), hanno consentito di incrementare di ulteriori 2 miliardi di barili di olio in posto il nuovo potenziale minerario dell’area;
    • importanti scoperte near-field in Egitto (tre) e in Nigeria (una), prontamente collegate alle infrastrutture produttive esistenti con rapido time-to-market;
    • promettenti risultati nel tema gas/condensati in Vietnam, nel prospect esplorativo Ken Bau (Eni operatore con il 50%) e in Ghana nel CTP-Blocco 4 (Eni operatore con il 42,47%);
    • tre scoperte della JV Vår Energi nel Mare del Nord norvegese;
    • prima scoperta a gas e condensati nell’ Emirato di Sharjah (EAU), nel prospetto esplorativo Mahani-1, a solo un anno dalla firma degli accordi di concessione.
  • Rinnovo portafoglio titoli minerari: nel corso del 2019 acquisite nuove superfici per complessivi 36.000 chilometri quadrati in Algeria, Bahrain, Cipro, Costa d’Avorio, EAU, Egitto, Kazakhstan, Messico, Mozambico, Norvegia nonché Albania e Angola, quest’ultime in attesa di ratifica.
  • Utile operativo adjusted Exploration & Production: €2,1 miliardi nel trimestre 2019 (-30% rispetto al trimestre 2018); €8,6 miliardi nell’esercizio (-20% rispetto al periodo di confronto). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dello scenario, dello IFRS 16 e dell’effetto dei minori tassi di attualizzazione sui costi d’abbandono capitalizzati con conseguenti maggiori ammortamenti, il risultato è aumentato del 10% nel trimestre (+7% nell’anno) per effetto della crescita delle produzioni. In particolare i maggiori volumi e le nuove produzioni più remunerative hanno parzialmente recuperato l’effetto scenario pari a -€0,8 miliardi nel trimestre (-€2,2 miliardi nell’anno), determinato principalmente dai minori prezzi del gas con particolare effetto sulle vendite in Europa.

Gas & Power

  • Business retail:
    • 9,42 milioni punti di consegna a fine 2019, +230 mila unità rispetto al 2018 grazie alla crescita nel business power e all’estero;
    • acquisito il 70% della società Evolvere, grazie alla quale Eni diventa leader nel mercato della generazione distribuita da fonti rinnovabili in Italia.
  • Business wholesale gas: progressi nella rinegoziazione del portafoglio grazie al rinnovo degli accordi con Sonatrach per l’importazione del gas algerino in Italia fino al 2027 e l’estensione del contratto di trasporto tramite il gasdotto tunisino onshore e quello offshore.
  • Business GNL: firmati accordi di approvvigionamento di lungo termine con la Nigeria LNG relativi a 2,6 milioni di tonnellate/anno di GNL dal 2021.
  • Utile operativo adjusted G&P: €143 milioni nel quarto trimestre 2019 più che triplicato rispetto al quarto trimestre 2018 grazie alle ottimizzazioni del portafoglio degli asset gas e power in Europa che ha sfruttato l’elevata volatilità del mercato e alla performance in crescita del retail. Utile operativo adjusted annuo pari a €654 milioni.

Refining & Marketing e Chimica

  • Perfezionata l’ acquisizione del 20% di ADNOC Refining in Abu Dhabi, per il corrispettivo di $3,24 miliardi. L’operazione che incrementa del 35% la capacità di raffinazione si inquadra nella strategia di Eni volta a diversificare geograficamente il portafoglio complessivo e a renderlo maggiormente bilanciato lungo la catena del valore.
  • Avviata nel mese di agosto la bioraffineria di Gela, in fase di ramp-up verso la capacità di lavorazione target di 750.000 tonnellate/anno.
  • Lavorazioni bio aumentate del 23% nel 2019.
  • Versalis potenzia il business green chemicals/economia circolare con il lancio di una linea di prodotti polietilene/polistirene realizzati mediante riciclo meccanico di rifiuti di plastica. Proseguono le attività per l’avvio della produzione su scala industriale di bioetanolo da biomasse.
  • Risultato adjusted Refining & Marketing: perdita operativa di €62 milioni nel trimestre (utile operativo di €220 milioni nell’anno) a causa della debolezza dello scenario di raffinazione, attenuato dalla solida performance del marketing. Contributo da parte di ADNOC Refining pari a €23 milioni a partire dalla data di acquisizione.
  • Margine di raffinazione di breakeven: si attesta a 5,8 $/barile nel 2019, 3,5 $/barile a scenario di budget, a causa del generale apprezzamento dei greggi pesanti rispetto al greggio di riferimento Brent e alla minore valorizzazione dei prodotti, in particolare basi lubrificanti e benzine.
  • Risultato adjusted della Chimica: perdita operativa di €124 milioni nel trimestre per effetto di uno scenario depresso. Perdita operativa di €268 milioni nei dodici mesi che sconta oltre lo scenario, l’incidente occorso a gennaio allo steam-cracker di Priolo e altre fermate non programmate.

Energy Solutions, decarbonizzazione ed economia circolare

  • Intensità emissiva upstream: 19,6 tCO2 eq./migliaia di boe, ottenuta in sei anni una riduzione del 27% rispetto alla baseline 2014.
  • Energy Solutions: a fine 2019, installata capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili per complessivi 167 MW, di cui 82 MW in Italia e circa 86 MW in altri Paesi. Entro febbraio 2020, completata la costruzione degli impianti di Badamsha in Kazakhstan e Volpiano in Italia, raggiungendo una capacità complessiva di oltre 190 MW. Includendo gli impianti in corso di acquisizione da Falck Renewables negli Stati Uniti, la capacità installata ammonta a circa 250 MW.
  • Accordo con Falck Renewables per lo sviluppo congiunto di progetti di energia rinnovabile negli Stati Uniti, con l’obiettivo di almeno 1 GW di capacità installata entro fine 2023.
  • A seguito di due aste competitive, assegnazione alla controllata ArmWind LLP in Kazakhstan dei diritti per la costruzione di un impianto fotovoltaico da 50 MW nel Sud del Paese e dei permessi per la realizzazione di un ulteriore parco eolico da 48 MW nei pressi di Badamsha.
  • Ingresso nel settore dei progetti “forestry” per la conservazione delle foreste: in accordo con BioCarbon Partners, è stato acquisito il ruolo di membro attivo nella governance del Luangwa Community Forests Project in Zambia un progetto qualificato REDD+ con l’impegno ad acquistare per 20 anni, fino al 2038, crediti di carbonio.
  • Firmati numerosi accordi e collaborazioni con partner pubblici e privati per lo sviluppo dell’economia circolare aventi come obiettivo il riciclo/riuso dei rifuti organici e non, per la produzione di materie prime energetiche, nonché per la sperimentazione di sistemi innovativi di produzione di energia rinnovabile.
  • Firmato in Angola un Memorandum of Understanding (MoU) per lo sviluppo di progetti sociali e di sostenibilità aventi come target una comunità di almeno 180.000 persone, in linea con gli SDGs dell’ONU, compresa la realizzazione di un impianto fotovoltaico da 50 MW.

Risultati Consolidati

  • Utile operativo adjusted: €1,80 miliardi nel trimestre, -40% (€8,60 miliardi nell’esercizio, -24%). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dell’effetto scenario/tassi di attualizzazione e dello IFRS 16, il risultato aumenta del 9% nel trimestre (+5% nell’anno).
  • Utile netto adjusted: €0,55 miliardi nel trimestre, -62% (-61% escludendo gli effetti IFRS 16); €2,88 miliardi nell’anno, -37% (-35% escludendo gli effetti IFRS 16).
  • Risultato netto: perdita netta di €1,89 miliardi nel trimestre 2019; utile netto di €0,15 miliardi nell’anno.
  • Generazione di cassa ante working capital a costi di rimpiazzo2: €2,6 miliardi nel trimestre,
    -20%; €12,1 miliardi su base annua in leggera riduzione rispetto al 2018 (-4%) nonostante il rilevante peggioramento dello scenario (prima dell’effetto IFRS 16, €2,4 miliardi nel trimestre; €11,4 miliardi nell’esercizio). Il flusso di cassa è risultato superiore di circa €1 miliardo alla spesa per investimenti netti di €7,73 miliardi e alla remunerazione degli azionisti di €3,4 miliardi sotto forma di dividendi e riacquisto azioni proprie.
  • Generazione di cassa operativa: €3,73 miliardi nel quarto trimestre (-14%); €12,39 miliardi nell’anno (-9%) su cui ha inciso il pagamento straordinario legato alla definizione di un arbitrato (circa €330 milioni).
  • Investimenti netti: €7,73 miliardi nell’esercizio al netto dell’acquisizione del 20% di ADNOC Refining e di riserve per l’ammontare complessivo di €3,3 miliardi (effetti IFRS 16 non significativi).
  • Indebitamento finanziario netto: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, il debito netto si determina in €11,5 miliardi, in aumento del 38% rispetto al 31 dicembre 2018 in relazione principalmente all’acquisizione del 20% di ADNOC Refining (€2,9 miliardi). Includendo gli effetti dello IFRS 16: €17,13 miliardi, di cui circa €2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei joint operator upstream.
  • Leverage: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, leverage a 0,24, in aumento rispetto al 31 dicembre 2018 (0,16). Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,36; 0,32 al netto della quota di lease liability di competenza dei partner E&P.
  • Buy-back: completato a fine 2019 il programma di acquisto di azioni proprie da €400 milioni (acquistate 28,6 milioni di azioni).
  • Proposta dividendo 20193: €0,86 per azione di cui €0,43 già pagati come acconto.
  • Cash neutrality: finanziati gli investimenti nettie il dividendo con il flusso di cassa operativo allo scenario Brent di 59 $/barile; 64 $/barile esclusi gli effetti IFRS 16. La cash neutrality allo scenario di budget si ridetermina in 50 $/barile; 55 $/barile escludendo gli effetti degli IFRS 16.

 

Outlook

Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio e lungo termine saranno illustrati nella Strategy Presentation prevista nella giornata odierna e nella Relazione Finanziaria Annuale 2019. Il contenuto della Strategy Presentation è diffuso con un comunicato stampa emesso nella giornata odierna disponibile sul sito web di Eni (eni.com) e diffuso secondo le altre modalità previste dai listing standard.

 

2 Vedi definizione alla tavola di riconduzione a pag. 15.
3 Il Consiglio di Amministrazione intende proporre all’Assemblea degli azionisti, che si terrà in un’unica convocazione il 13 maggio 2020, la distribuzione di un dividendo di €0,86 per azione (€0,83 nel 2018) di cui €0,43 distribuiti nel settembre 2019 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di €0,43 per azione sarà messo in pagamento a partire dal 20 maggio 2020 con stacco cedola il 18 maggio 2020.

 

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