Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Considero estremamente positiva la reattività mostrata da Eni nel semestre probabilmente più difficile che l’industria oil&gas abbia dovuto superare nella sua storia. I prezzi sono crollati insieme alla domanda per effetto della crisi sanitaria e delle tensioni geopolitiche. Solo un intervento straordinario dell’OPEC+ ha consentito di riportare un minimo di stabilità nel mercato, mentre la difficile uscita dalla pandemia mostra ancora elevati elementi di incertezza. In questo contesto Eni ha prontamente reagito rivedendo i suoi piani industriali nel 2020 e 2021 con l’intento di preservare la sua solidità patrimoniale. In particolare sono state identificate azioni di contenimento dei costi di funzionamento 2020 per €1,4 miliardi senza compromettere l’attuale occupazione, mentre gli investimenti sono stati ridotti di €2,6 miliardi principalmente nel business Upstream che risulta il più colpito dagli effetti della crisi. I business del gas, del retail e della bio-raffinazione hanno al contrario dimostrato una grande robustezza, facendo registrare risultati migliori di quelli 2019 nonostante gli effetti della pandemia e trainando i risultati consolidati al di sopra delle aspettative di mercato. Tutto ciò ci ha consentito di mantenere una generazione di cassa superiore all’esborso per investimenti e di non intaccare la riserva di liquidità di circa €18 miliardi al 30 giugno.”

Highlight semestre/trimestre

Exploration & Production

• Produzione d’idrocarburi: 1,71 milioni di boe/giorno nel trimestre, -6,6% rispetto al periodo di confronto (1,74 milioni di boe/giorno nel semestre, -5,1%).

  
  Al netto dell’effetto prezzo, la variazione è spiegata dagli effetti del COVID-19 e dai correlati tagli produttivi dell’OPEC+ e riduzione della domanda gas (principalmente Egitto). La positiva performance registrata in Nigeria, Kazakhstan e Messico e i contributi del portafoglio (Norvegia) hanno più che compensato la minore spettanza in Libia dovuta agli effetti di un fattore contrattuale, cause di forza maggiore e minori attribuzioni in rapporto alla minore spesa.

• Avviata nel primo trimestre la produzione di olio del giacimento Agogo, nel Blocco 15/06 nell'offshore dell'Angola, ad appena nove mesi dalla scoperta, grazie alle sinergie con l'unità di floating production Ngoma nel West Hub.
• Completato in Algeria con rapido time-to-market il progetto di valorizzazione del gas associato del Blocco 403 mediante la realizzazione di una pipeline di esportazione, che consentirà anche lo sviluppo dei campi a gas dei blocchi del Berkine North.
• Portafoglio:
  - Angola: assegnata l’operatorship del blocco esplorativo offshore 28 (quota Eni 60%) nei bacini di Namibe e Benguela;
  - Norvegia: assegnate alla JV Vår Energi 17 nuove licenze esplorative nei tre bacini principali della piattaforma continentale, delle quali 7 con il ruolo di operatore.
• Successi esplorativi:
  - confermata a 1 miliardo di barili la stima di olio in posto della scoperta Agogo nel Blocco 15/06 nell’offshore dell’Angola grazie ai risultati del secondo pozzo di appraisal;
  - scoperta a olio nel prospetto esplorativo Saasken nel Blocco 10 nell'offshore del Messico. Stimati tra 200 e 300 milioni di barili di olio in posto;
  - scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Mahani-1, nell'onshore dell'Emirato di Sharjah (EAU), nell'area della Concessione B a solo un anno dalla firma degli accordi di concessione;
  - scoperta a gas nella licenza di North El Hammad, nel prospetto Bashrush nel Delta del Nilo in prossimità dei giacimenti di Nooros e Baltim South West;
  - scoperta a olio nel prospetto esplorativo SWM-A-6X nella Concessione di South West Meleiha nel Deserto Occidentale egiziano. La produzione della concessione, iniziata a luglio 2019, ha raggiunto in un solo anno oltre 12.000 barili giorni di olio grazie al contributo di nuove scoperte;
  - incrementato il potenziale della scoperta a gas e condensati di Ken Bau, nel Blocco Esplorativo 114 nell’offshore del Vietnam, stimato in 200-250 miliardi di metri cubi di gas in posto e 400-500 milioni di barili di condensato.
• Utile operativo adjusted E&P: perdita operativa adjusted di €0,81 miliardi nel trimestre, rispetto all’utile operativo adjusted di €2,14 miliardi del trimestre 2019; utile operativo adjusted di €0,23 miliardi nel semestre, -€4,2 miliardi rispetto al periodo di confronto. La flessione in entrambi i reporting period è dovuta alla rilevante contrazione dei prezzi degli idrocarburi e agli effetti indotti dal COVID-19.

Gas & Power

• Acquisito il 20% di Tate s.r.l., start-up operante nell’attivazione e gestione di contratti di energia elettrica e gas tramite servizi digitali.
• Avviata partnership strategica tra Eni gas e luce e OVO per il lancio nel mercato francese di un servizio digitale volto alla sensibilizzazione dei clienti retail nell’utilizzo consapevole dell’energia e all’accesso a tecnologie a zero emissioni. Con questa iniziativa, Eni gas e luce consolida il proprio ruolo di advisor energetico nel segmento retail e contribuisce alla transizione energetica del Gruppo Eni.
• Portafoglio clienti retail in crescita +135 mila nuovi punti di fornitura rispetto alla fine del 2019 (+1,4%) per sviluppo attività in Italia e all’estero, nonostante l’impatto della pandemia.
• Utile operativo adjusted G&P: €0,22 miliardi nel trimestre, quintuplicato rispetto al trimestre 2019; €0,65 miliardi nel semestre, +72% rispetto al semestre 2019. L’incremento è dovuto all’ottima performance del business wholesale che ha beneficiato delle azioni di ottimizzazione del portafoglio degli asset gas e power in un mercato volatile. Solidi e in crescita i risultati del business retail, nonostante le minori vendite stagionali e gli impatti del COVID-19 sulla domanda e sul rischio controparte.

Refining & Marketing e Chimica

• Bio-raffineria di Gela in marcia stabile con volumi superiori al budget del 58%. In aumento il premio HVO sostenuto dall’elevata domanda di biocarburanti nei principali paesi europei (Germania, Francia) per il raggiungimento degli obblighi di immissione al consumo.
• Riavviato l’impianto di Crescentino a seguito dell’upgrading per la produzione di disinfettante a base di etanolo da sciroppo di glucosio da mais su formulazione OMS da utilizzare come presidio medico chirurgico; riavviata la centrale elettrica a biomasse. In corso studi per sviluppare il processo di produzione di bioplastiche da zuccheri di seconda generazione.
• Finalizzata a luglio l’acquisizione da parte di Versalis del 40% della società Finproject, attiva nei segmenti delle applicazioni specialistiche dei polimeri, meno esposte alla volatilità dello scenario.
• Firmato un accordo con COREPLA (Consorzio Nazionale per la Raccolta, il Riciclo e il Recupero degli Imballaggi in Plastica) per lo studio di soluzioni per la valorizzazione delle plastiche usate attraverso tecnologie in fase di sviluppo da parte di Eni per processi di gassificazione e riciclo chimico (pirolisi).
• Utile operativo adjusted di R&M: €139 milioni nel trimestre, in netta ripresa rispetto al trimestre 2019, +€60 milioni, pari al 76% (€220 milioni nel semestre, pari al doppio). Il miglioramento è dovuto alla crescita del business biocarburanti con il ramp-up della bio-raffineria di Gela. Il marketing ha registrato una performance in calo, sia nel segmento rete che extrarete, per effetto della minore domanda di carburanti dovuta al lockdown.
• Risultato operativo adjusted della Chimica: perdita di €66 milioni nel trimestre (perdita di €131 milioni nel semestre) per effetto dei minori volumi di produzione/vendite a causa del calo della domanda dovuto alla crisi pandemica.

Energy Solutions, decarbonizzazione ed economia circolare

• Programma di espansione della capacità di generazione di energia rinnovabile: al 30 giugno 2020 la capacità installata è pari a 251 MW (+77 MW rispetto al 31 dicembre 2019).
• Nell’ambito della partnership con Falck Renewables per lo sviluppo di attività congiunte in USA, perfezionata l’acquisizione del 49% di 5 impianti fotovoltaici già in esercizio nel Paese (per complessivi 116 MW) incluso un sistema di accumulo.
• Acquisiti da Asja Ambiente tre progetti eolici con una potenza complessiva di 35,2 MW e una produzione annua stimata di circa 81 GWh, che consentirà un risparmio di emissioni di CO₂ pari a 33.400 tonnellate all’anno. I tre impianti, attualmente in fase di costruzione, rappresentano il primo progetto eolico che Eni realizza in Italia.
• Avviato a luglio l’impianto fotovoltaico di Volpiano (18 MW), con una produzione attesa di 27 GWh/anno e una riduzione delle emissioni pari a 370.000 tonnellate di CO₂ lungo la vita utile dell’impianto.
• Emissioni totali GHG dirette (Scope 1) in calo nel semestre da 20,86 milioni tCO₂ eq. a 18,86 milioni tCO₂ eq.

Risultati consolidati

Risultati penalizzati dall’effetto combinato della recessione economica causata dal COVID-19 che ha ridotto la domanda energetica e dalle condizioni di oversupply di petrolio e gas.

• Risultato operativo adjusted: perdita operativa adjusted di €0,43 miliardi nel secondo trimestre (utile operativo adjusted di €2,28 miliardi del periodo di confronto). Primo semestre: utile operativo adjusted di €0,87 miliardi (-81% rispetto al 2019). Al netto dell’effetto scenario di -€2,6 miliardi e degli impatti del COVID-19 di -€0,3 miliardi¹ , la performance del trimestre è stata positiva per +€0,2 miliardi; nel semestre la performance è stata positiva per +€0,3 miliardi.
• Risultato netto adjusted: perdita netta adjusted di €0,71 miliardi nel secondo trimestre e di €0,66 miliardi nel semestre, dovute alla flessione dell’utile operativo a cui si aggiunge l’aumento del tax rate consolidato a causa dello scenario depresso.
• Risultato netto: perdita netta di €4,41 miliardi e €7,34 miliardi rispettivamente nel secondo trimestre 2020 e nel primo semestre 2020, determinata dalla rilevazione di svalutazioni pre-tax di attività non correnti di €3,4 miliardi (di cui €2,8 miliardi rilevate nel secondo trimestre) riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi per un valore complessivo post-tax di €3,6 miliardi comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta (€3,5 miliardi rilevati nel secondo trimestre). L’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti ha inciso per €1 miliardo.
• Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted - prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino - pari a €3,26 miliardi nel semestre (-52% vs. corrispondente periodo 2019); €1,31 miliardi nel trimestre (-61%). La flessione del semestre è attribuibile per -€3,5 miliardi all’effetto scenario, compresi gli effetti sui dividendi delle partecipate, per -€0,6 miliardi agli impatti COVID-19 e per -€0,3 miliardi al fair value dei derivati, mentre la performance è stata positiva per +€0,8 miliardi.
• Generazione di cassa operativa: circa €2,4 miliardi nel semestre (-64%); €1,4 miliardi nel trimestre (-69%).
• Investimenti netti: €2,86 miliardi nel semestre, ridotti del 24% grazie al piano di revisione dell’attività realizzato da marzo, finanziati interamente dal flusso di cassa adjusted.
• Indebitamento finanziario netto: €19,97 miliardi (€14,33 miliardi ante lease liability - IFRS 16) in aumento di €2,85 miliardi rispetto al 31 dicembre 2019.
• Leverage: 0,37 escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, in aumento rispetto al 31 dicembre 2019 (0,24) e al 31 marzo 2020 (0,28). Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,51.

¹ Gli impatti COVID-19 comprendono effetti sulle produzioni per taglio capex e minore domanda gas, minori ritiri di GNL in Asia, minori volumi di produzione venduta in R&M e Chimica, maggiori accantonamenti per svalutazioni crediti (aggiornamento expected loss).

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