Finanza, Risultati e Piano Strategico

Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2020

28 ottobre 2020 - 12:30 PM CET
 

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato oggi i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2020 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:


“In un contesto di mercato che rimane molto difficile, stiamo contenendo con successo gli impatti negativi di questa crisi e progredendo nella nostra strategia di decarbonizzazione. Nel trimestre, a fronte di un calo di circa il 30% dei prezzi di petrolio e gas, e del 90% dei margini di raffinazione, abbiamo conseguito ottimi risultati superando nettamente le aspettative del mercato. In ambito E&P pur con un Brent a 43 $/barile, abbiamo raggiunto un livello di produzione in linea con le attese, e un EBIT di €0,52 miliardi, valore doppio rispetto al consensus. Il settore Global Gas & LNG Portfolio, nel trimestre stagionalmente più debole, ha conseguito risultati significativi. L’R&M ha mostrato la sua resilienza in uno scenario della raffinazione tradizionale particolarmente sfavorevole, grazie alle performance del marketing e in particolare del bio, con le nostre due bioraffinerie che ci hanno consentito di cogliere favorevoli opportunità di mercato. La crescita del retail gas trainato dalla fidelizzazione dei clienti, i risultati stabili del power e del marketing dei prodotti oil consentono di compensare gli effetti di uno scenario estremamente negativo nella raffinazione tradizionale e nella chimica. Sui nove mesi, grazie alla riduzione degli investimenti e dei costi messa in atto nei primi mesi dell’anno, abbiamo generato un cash flow operativo di oltre €5 miliardi, a fronte di un livello di investimenti pari a €3,8 miliardi. Confermiamo così la solidità della nostra struttura patrimoniale, ulteriormente rafforzata dalle due emissioni ibride da €3 miliardi effettuate a ottobre, che ci consentono di mantenere il leverage al di sotto del 30%. Di fronte a una crisi di dimensioni storiche, Eni ha dato prova di grande resilienza e flessibilità e i risultati conseguiti ci fanno guardare con fiducia alla ripresa della domanda, mentre continuiamo a perseguire il programma di transizione energetica.”

 

Nuova struttura organizzativa Eni e segment reporting1

Lo scorso 4 giugno il Consiglio di Amministrazione di Eni ha varato una nuova struttura organizzativa con la costituzione di due Direzioni Generali (DG), in coerenza con il cambiamento strategico in atto. La Direzione Natural Resources ha il compito di valorizzare in ottica sostenibile il portafoglio upstream oil&gas, gestendo le attività di efficienza energetica, i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e i progetti di cattura della CO2. Oltre alla E&P, la Direzione include i risultati del business della commercializzazione del gas all’ingrosso e GNL, nonché i risultati del business di bonifica ambientale svolto dalla controllata Eni Rewind. La Direzione Energy Evolution comprende i risultati del business Refining & Marketing, del business della chimica gestito da Versalis SpA e dalle sue controllate, il business retail Gas & Power gestito da Eni gas e luce e il business di generazione e vendita di energia elettrica da impianti termoelettrici e fonti rinnovabili, con il compito di sviluppare i business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti, evolvendo il portafoglio verso rinnovabili e prodotti sostenibili ottenuti da processi decarbonizzati (blue) e da biomasse (bio).
Questo nuovo assetto organizzativo rappresenta un passo fondamentale per la realizzazione della strategia Eni al 2050 con l’obiettivo di diventare leader nella fornitura di prodotti decarbonizzati, coniugando creazione di valore, sostenibilità e solidità economica e finanziaria.
Nella ridefinizione della “segment information”, ai fini della reportistica finanziaria, il management ha valutato che le componenti della Società i cui risultati operativi sono periodicamente esaminati dal CEO (cioè il Chief Operating Decision Maker, ex IFRS8) per le decisioni in merito all’allocazione delle risorse e la valutazione dei risultati, continueranno ad essere le singole business unit, comprese nelle due nuove direzioni generali, anzichè le due DG stesse. Pertanto, nel rispetto delle disposizioni del principio contabile IFRS 8 che regola l’informativa per settore di attività, la nuova segment information di Eni, confermando in buona sostanza l’impostazione preesistente, sarà articolata nei seguenti reportable segment:

  • Exploration & Production, compresi i progetti di conservazione delle foreste (REDD+) e di cattura e stoccaggio della CO2;
  • Global Gas & LNG Portfolio (GGP): attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale e acquisto e commercializzazione di GNL. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas;
  • Refining & Marketing e Chimica: attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. Comprende le attività di trading oil e prodotti con finalità di eseguire sul mercato le transazioni di bilanciamento del supply e di stabilizzazione/copertura dei margini;
  • Eni gas e luce, Power, Renewables: attività di vendita retail di gas, elettricità e servizi connessi e attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili. Comprende le attività di trading di certificati di emissione di CO2 e di vendita a termine dell’energia elettrica nell’ottica di copertura/ottimizzazione dei relativi margini;
  • Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Eni Rewind.

Highlight terzo trimestre/nove mesi

Exploration & Production

  • Produzione d’idrocarburi: 1,7 milioni di boe/giorno nel terzo trimestre, -10% rispetto al periodo di confronto (1,74 milioni di boe/giorno nei nove mesi, -6%).
    • 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). Gli start-up/ramp-up produttivi in Algeria e in Messico, il maggiore contributo della Nigeria e i contributi del portafoglio (Norvegia), sono stati in parte compensati dalla minore spettanza in Libia, dovuta agli effetti di un fattore contrattuale, alla riduzione di entitlement/spending e cause di forza maggiore, nonché dal declino dei giacimenti maturi.
    • Contributo da avvii/ramp-up a progressivo: 104 mila boe/giorno principalmente in Messico (ramp-up Area 1), Algeria (avvio Berkine gas), Congo (avvio Nenè fase 2B) e Angola (start-up Agogo).
  • Acreage esplorativo nei nove mesi:
    • Angola: assegnata l’operatorship del blocco esplorativo offshore 28 (quota Eni 60%) nei bacini di Namibe e Benguela;
    • Norvegia: 17 nuove licenze esplorative assegnate alla JV Vår Energi nei tre bacini principali della piattaforma continentale, delle quali 7 con il ruolo di operatore;
    • Indonesia: blocco esplorativo West Ganal (Eni 40% operatore).
  • Esplorazione: previsti su base annua oltre 300 milioni di boe di nuove risorse equity al costo unitario di circa 2 $/boe grazie ai successi finora conseguiti:
    • incrementata fino a 1 miliardo di barili l’olio in posto della scoperta Agogo nel Blocco 15/06 (Eni 36,8% operatore) nell’offshore dell’Angola grazie ai risultati del secondo pozzo di appraisal;
    • scoperta a olio nel prospetto esplorativo Saasken nel Blocco 10 (Eni 65% operatore) 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 (Eni 50%) 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 nel prospetto Bashrush (Eni 37,5% operatore) nel Delta del Nilo in prossimità dei giacimenti di Nooros e Baltim South West. Il pozzo è stato testato con successo, con una produzione fino a 900 mila metri cubi/giorno;
    • scoperta a olio near-field nella Concessione South West Meleiha (Eni 100%, operatore) nel Deserto Occidentale egiziano, che ha consentito di incrementare fino a 12 mila barili/giorno la produzione dell’area avviata nel luglio 2019;
    • incrementato il potenziale della scoperta a gas e condensati di Ken Bau, nel Blocco Esplorativo 114 (Eni 50% operatore) nell’offshore del Vietnam. Stimati 200-250 miliardi di metri cubi di gas in posto e 400-500 milioni di barili di condensato;
    • scoperta a gas nella licenza Abu Madi West (Eni 75%, operatore) nella Great Nooros Area nel Delta del Nilo.
  • Percorso di decarbonizzazione: ottenuta in Regno Unito dall’Oil&Gas Authority la licenza per la realizzazione di un progetto di stoccaggio di CO2 in giacimenti offshore esauriti nella Liverpool Bay e nel Mare d’Irlanda.
  • Utile operativo adjusted E&P: il settore torna in utile nel terzo trimestre con €0,52 miliardi, in netto miglioramento rispetto alla perdita di €0,81 miliardi del secondo trimestre 2020. Il confronto vs. anno precedente (-76%) risente ancora dello scenario depresso dei prezzi degli idrocarburi e delle minori produzioni dovuti al significativo calo della domanda energetica a causa della crisi economica conseguente alla pandemia (utile operativo adjusted di €0,75 miliardi nei nove mesi, -89% rispetto al periodo di confronto).

Global Gas & LNG Portfolio

  • Utile operativo adjusted GGP: €64 milioni nel terzo trimestre, -7% rispetto al periodo di confronto per effetto di uno scenario di mercato meno favorevole. Nei nove mesi utile operativo adjusted pari a €0,43 miliardi (+79% rispetto il periodo di confronto) dovuto alle azioni di ottimizzazione del portafoglio degli asset gas e GNL che hanno consentito di valorizzare l’elevata volatilità dei prezzi.

Refining & Marketing e Chimica

  • Bioraffineria di Gela in marcia stabile con volumi superiori al budget del 60%.
  • 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.
  • 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) che ha come obiettivo la valorizzazione delle plastiche usate attraverso tecnologie in fase di sviluppo da parte di Eni per processi di gassificazione e riciclo chimico (pirolisi).
  • Accordo tra Versalis e Forever S.p.A., società italiana leader a livello europeo nel settore del recupero e riciclo della plastica post-consumo, per lo sviluppo e la commercializzazione di una nuova gamma di prodotti in polistirene compatto realizzati a partire da imballaggi riciclati.
  • Utile operativo adjusted di R&M: €74 milioni nel trimestre, in riduzione del 66% rispetto al periodo di confronto (€294 milioni nei nove mesi, -10% rispetto al periodo di confronto) a causa di uno scenario di raffinazione fortemente depresso per effetto della crisi della domanda di carburanti dovuta alla pandemia, che ha influito sui crack spread dei prodotti, portandoli ai minimi storici con conseguente calo del tasso di utilizzo degli impianti e dei volumi venduti, in un contesto di sovracapacità ed elevato livello delle scorte. Forte crescita delle lavorazioni bio grazie al ramp-up della bioraffineria di Gela per rispondere alla crescente richiesta di mercato.
  • Risultato operativo adjusted della Chimica: migliora il trimestre (+24%) grazie ai segnali di ripresa della domanda e a un assetto produttivo più stabile. Risultati dei nove mesi (-28%) penalizzati dalla significativa riduzione della domanda di commodity da parte dei settori clienti per effetto della recessione globale.

Eni gas e luce, Power, Renewables

  • 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.
  • Portafoglio clienti retail in crescita +120 mila nuovi punti di fornitura rispetto alla fine del 2019 (+1,3%) per sviluppo attività in Italia e all’estero, nonostante l’impatto della pandemia.
  • Programma di espansione della capacità di generazione di energia rinnovabile: al 30 settembre 2020 la capacità installata è pari a 276 MW (+102 MW rispetto al 31 dicembre 2019).
  • Perfezionata in USA l’acquisizione da Falck Renewables del 49% di 5 impianti fotovoltaici già in esercizio nel Paese (per complessivi 56,6 MW in quota Eni) incluso un sistema di accumulo.
  • Nell’ambito della partnership con Falck Renewables per lo sviluppo di attività congiunte in USA, firmato, attraverso la controllata Novis Renewables Holdings (Eni 49%), un accordo con Building Energy SpA per l’acquisizione di Building Energy Holdings US (BEHUS). L’attività di BEHUS comprende 62 MW di progetti eolici e solari in esercizio negli Stati Uniti e una pipeline di progetti eolici fino a 160 MW. La produzione degli impianti di BEHUS già in esercizio consentirà di evitare oltre 93 mila tonnellate all'anno di emissioni di CO2.
  • 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 di evitare oltre 33 mila tonnellate all’anno emissioni di CO2.
  • Avviato a luglio l’impianto fotovoltaico di Volpiano (18 MW), con una produzione attesa di 27 GWh/anno che consentirà di evitare circa 370 mila tonnellate di emissioni di CO2 lungo la vita utile dell’impianto.
  • Utile operativo adjusted EGL, Power, Renewables: €57 milioni nel trimestre, quasi quadruplicato rispetto il periodo di confronto (€333 milioni nei nove mesi, +56% rispetto allo stesso periodo del 2019). L’incremento è dovuto ai risultati solidi e in crescita del business retail, nonostante le minori vendite stagionali e gli impatti del COVID-19 sulla domanda e sul rischio controparte.

Performance ESG

  • Eni è stata riconosciuta impresa leader nell’ambito delle performance ESG (Environmental, Social and Governance) da numerosi rating (MSCI, CDP, Sustainalytics, Vigeo, Bloomberg ES e il Transition Pathways Initiative).
  • Eni è stata confermata nell’indice FTSE4Good Developed e nel 2020 è entrata nell’indice ESG iTraxx.

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, gas e prodotti. Il trimestre registra un rimbalzo della performance dovuto a un migliore bilanciamento dei fondamentali oil in un contesto di lenta ripresa dell’attività economica e incertezze circa il contenimento della pandemia, con ricadute sulla propensione dei consumatori agli spostamenti.

  • Risultato operativo adjusted: utile operativo adjusted di €0,54 miliardi nel terzo trimestre in significativo miglioramento rispetto alla perdita del secondo trimestre 2020 (+€1 miliardo). Il confronto anno vs. anno (-75%) rimane penalizzato dallo scenario ancora recessivo a causa degli effetti della pandemia. Nei nove mesi: utile operativo adjusted di €1,41 miliardi (-79% rispetto al 2019).

Al netto dell’effetto scenario di -€1,6 miliardi (-€5,1 miliardi nei nove mesi) e degli impatti del COVID-19 di -€0,3 miliardi (-€0,8 miliardi nei nove mesi)2, la performance del trimestre è stata positiva per +€0,3 miliardi (+€0,5 miliardi nei nove mesi).

  • Risultato netto adjusted: perdita netta adjusted di €0,15 miliardi nel terzo trimestre, €0,81 miliardi nei nove mesi.
  • Risultato netto: perdita netta di €0,5 miliardi nel terzo trimestre determinata principalmente dalla mancata rilevazione di crediti d’imposta sulle perdite di periodo. Nei nove mesi perdita netta di €7,84 miliardi determinata dalla rilevazione di svalutazioni pre-tax di attività non correnti di €2,75 miliardi riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi, dall’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti (-€1,4 miliardi), nonché dalla svalutazione dei crediti d’imposta per €0,8 miliardi.
  • Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted - prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino - pari a €5,14 miliardi nei nove mesi (-44% vs. corrispondente periodo 2019); €1,77 miliardi nel terzo trimestre (-31%). La flessione dei nove mesi è attribuibile per circa -€4,8 miliardi all’effetto scenario, compresi gli effetti sui dividendi delle partecipate, per -€0,9 miliardi agli impatti COVID-19, mentre la performance è stata positiva per +€1,7 miliardi.
  • Generazione di cassa operativa: €3,83 miliardi nei nove mesi (-56%).
  • Investimenti netti: €3,76 miliardi nei nove mesi, ridotti del 33% grazie al piano di revisione dell’attività realizzato da marzo, finanziati interamente dal flusso di cassa adjusted.
  • Indebitamento finanziario netto: €19,85 miliardi (€14,53 miliardi ante lease liability - IFRS 16) in aumento di €2,7 miliardi rispetto al 31 dicembre 2019.
  • Leverage: 0,40 escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, in aumento rispetto al 31 dicembre 2019 (0,24) e al 30 giugno 2020 (0,37). Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,54.
  • Lo scorso 6 ottobre emessi bond ibridi dell’ammontare complessivo di €3 miliardi; leverage pro-forma al 30 settembre pari a 0,29 considerando tali bond come strumenti equity.

 

Outlook 2020

L’outlook del quarto trimestre 2020 conferma i trend registrati nel trimestre appena concluso di elevata volatilità dei prezzi delle commodity energetiche a causa delle incertezze e della irregolarità della ripresa. Possibili rischi di downside. Il mercato petrolifero continua a essere caratterizzato da deboli fondamentali a causa dell’eccesso di offerta, elevato livello delle scorte e scarsa dinamica della domanda penalizzata dalla complessa situazione della pandemia COVID-19 con forti ripercussioni sull’attività economica, il commercio e gli spostamenti delle persone. Andamenti analoghi negli altri business energetici. Previsione annua prezzo del Brent confermata a circa 40 $/barile; prezzo del gas al PSV 3 $/mmBTU; margine SERM $2,4/barile. Atteso un rimbalzo della domanda energetica nel 2021.
Nel corso dell’anno, in risposta alla profonda crisi dell’industria petrolifera a causa del crollo della domanda energetica indotto dalla pandemia COVID-19 e della pressione dell’oversupply sui prezzi, il management Eni ha rivisto a più riprese i piani industriali e i programmi operativi per adattare il business alla forte discontinuità in atto, mettendo in campo un insieme di azioni e di iniziative finalizzate a rafforzare la liquidità e la struttura patrimoniale, difendere la redditività e aumentare la resilienza allo scenario senza pregiudicare la capacità dell’azienda di tornare a crescere non appena le condizioni macro lo consentiranno, accelerando al tempo stesso l’evoluzione del business in chiave low carbon.
Tra le azioni già annunciate e attivate ricordiamo:

  • Adottato uno scenario petrolifero più conservativo con un Brent LT a 60 $/barile in termini reali 2023 (rispetto ai precedenti 70 $/barile) per riflettere i possibili effetti strutturali della pandemia sulla domanda d’idrocarburi e l’impronta fortemente “green” delle misure di stimolo dell’economia varate da vari stati e dall’UE che potrebbero accelerare la transizione energetica. Rilevati a bilancio €2,75 miliardi di svalutazioni di impianti in relazione alle mutate assunzioni di prezzo;
  • Varata una nuova struttura organizzativa coerente con la strategia di trasformazione che Eni sta attuando con l’obiettivo di diventare leader nella fornitura di prodotti decarbonizzati e di conseguire un miglior bilanciamento del portafoglio, riducendo l’esposizione alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi;
  • Definita una nuova remuneration policy per gli azionisti in coerenza con l’attuale scenario, atteso volatile e con prezzi depressi, che prevede un dividendo annuo composto da un valore base fissato ora a €0,36 per azione, commisurato ad una media annua del Brent pari ad almeno 45 $/barile, ed una componente variabile crescente al crescere del prezzo Brent fino a 60 $/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy-back. Il valore base del dividendo crescerà in funzione del grado di realizzazione della strategia di crescita del Gruppo e sarà rivalutato ogni anno. Per il 2020 nonostante una media Brent attesa a 40 $/barile, il dividendo base sarà comunque erogato (a settembre è stato versato 1/3 come acconto).

Le azioni in fase di attuazione comprendono:

  • Nel 2020 ottimizzazione degli investimenti per €2,6 miliardi (per un taglio complessivo del 35% rispetto ai piani originari) e dei costi per €1,4 miliardi. Capex annui attesi a €5,2 miliardi (a cambi costanti);
  • Nel 2021 programmata una riduzione dei costi di €1,4 miliardi e degli investimenti di €2,4 miliardi;
  • Manovra capex 2020-21 concentrata quasi interamente nell’upstream. Previsti per gli anni 2022-’23 maggiori investimenti per complessivi €800 milioni destinati ai business green (bio-raffinerie, generazione rinnovabile, crescita dei clienti retail);
  • Confermato il target produttivo 2020 all’interno del range 1,72-1,74 mboe/g compresi i tagli OPEC+, che recepisce l’ottimizzazione capex in risposta alla crisi del COVID-19, riduzione domanda mondiale gas (anch’essa in parte collegata alla pandemia) e forza maggiore in Libia fino a tutto settembre 2020. Rivisto profilo di produzione atteso nel 2023 a circa 2 milioni di boe/giorno;
  • Accordi avanzati nell’anno su dismissioni lorde di circa €1 miliardo.
  • Allo scenario Brent 2020 di 40 $/barile confermato un flusso di cassa ante variazioni del working capital adjusted di €6,5 miliardi, in grado di finanziare i capex previsti per l’anno. Rispetto alla stima iniziale di €11,5 miliardi allo scenario di 60 $/barile, la flessione dei prezzi degli idrocarburi incide per circa -€4,5 miliardi e gli impatti del COVID-19 per circa -€1,7 miliardi, attenuati dai cost saving e performance per €1,2 miliardi.
  • Analisi di sensitività: stimata una variazione del flusso di cassa di circa €170 milioni per 1 $/barile di variazione del prezzo del petrolio Brent e di proporzionali variazioni dei prezzi del gas, applicabile per scostamenti di 5-10 $/barile rispetto allo scenario considerato, prima di ulteriori azioni correttive da parte del management ed esclude gli effetti sul flusso di dividendi da partecipazioni.
  • Revisione utile operativo adjusted 2020 per mid-downstream: €0,2 miliardi per GGP e superiore a €0,3 miliardi per R&M (con il proforma di ADNOC Refining e trading), Chimica, EGL e Power, rispetto alla precedente guidance complessiva di €0,8 miliardi a causa principalmente del deterioramento dello scenario di raffinazione (previsione margine SERM quarto trimestre 2020 pari a 2,7 $/barile).
  • Liquidità: Eni ben posizionata per superare l’attuale downturn del mercato grazie alla resilienza del portafoglio di asset oil&gas a contenuto break-even ed alla solida situazione patrimoniale. Al 30 settembre 2020, la Società dispone di una riserva di liquidità di circa €17,4 miliardi di cui €6,88 miliardi di attivi di tesoreria, €5,61 miliardi investiti in attività liquide, €0,35 miliardi di crediti finanziari a breve e €4,56 miliardi di linee di credito committed.

 

1) La nuova segment information Eni corredata dalla riesposizione dei periodi pregressi e dalla presentazione dei risultati dei nove mesi/terzo trimestre 2020 con la nuova/precedente ri-segmentazione è illustrata a pag. 21.

2) 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.