Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2021

Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Nel secondo trimestre del 2021, Eni ha conseguito risultati eccellenti superando il consensus di mercato di tutti i business e confermando il progressivo trend di recupero già in atto da tre trimestri. In un contesto economico più favorevole e uno scenario energetico con fondamentali migliorati, il Gruppo ha registrato €2 miliardi di EBIT e €0,93 miliardi di utile netto, con un incremento di +€1,6 miliardi rispetto al secondo trimestre 2020.

Il risultato è stato trainato dalla robusta performance di E&P che ha conseguito un EBIT di €1,84 miliardi, in aumento di +€2,6 miliardi rispetto allo scorso anno. Solido l’andamento di Eni gas e luce & Rinnovabili con un EBIT di €70 milioni, in crescita di circa €50 milioni rispetto al secondo trimestre 2020 grazie alla espansione della base clienti e dei nuovi servizi a valore aggiunto. Nelle rinnovabili abbiamo ampiamente superato il nostro target al 2021 raggiungendo i 2 GW di potenza installata e in costruzione. La Chimica ha conseguito i migliori risultati di sempre, con un EBIT di circa €200 milioni in crescita di +€270 milioni.

La performance del business e la selettività negli investimenti ci hanno consentito di generare nel primo semestre 2021 un rilevante free cash flow di €1,82 miliardi dopo il finanziamento degli investimenti organici.

I risultati finora conseguiti, i progressi nell’implementazione della nostra strategia e le previsioni sulla gestione ci consentono, allo scenario di riferimento Brent di 65 $/bbl, di riportare il dividendo 2021 al livello pre-COVID di €0,86 per azione, ed avviare un programma di buy-back da €400 milioni per i prossimi sei mesi. Come annunciato al mercato, il 50% del dividendo sarà distribuito a settembre.”

Highlight

REMUNERAZIONE DEGLI AZIONISTI

•  Il Consiglio di Amministrazione ("CdA") Eni, avendo valutato il miglioramento dei fondamentali dello scenario energetico e le prospettive di evoluzione del mercato, ha deliberato uno scenario di riferimento Brent di 65 $/bbl che in funzione della politica di remunerazione degli azionisti, approvata il 18 febbraio u.s., ha determinato:
  - un dividendo annuale nell’esercizio fiscale 2021 di €0,86/sh^[1] che cresce di oltre il 100% rispetto al 2020 ritornando a livelli pre-COVID;
  - l’avvio di un programma di buy-back da €400 milioni^[2].
• In forza della delega conferita dall’Assemblea degli azionisti del 12 maggio u.s., il CdA ha deliberato la distribuzione del 50% del dividendo previsionale a titolo di acconto dividendo 2021, pari a €0,43/sh, con pagamento a settembre^[3], mediante utilizzo delle riserve disponibili di Eni SpA.

RISULTATI SECONDO TRIMESTRE 2021

• Il secondo trimestre 2021 vede un rafforzamento di tutte le commodities: il Brent è cresciuto da 61 $/bbl nel primo trimestre a 69 $/bbl; i prezzi del gas in Europa sono saliti di circa il 30-35% (rispettivamente per il riferimento spot italiano PSV e quello continentale "TTF"); per il settore della chimica lo spread polietilene-etilene ha raggiunto quasi 800 $/ton (da 550 $/ton) massimo valore dal 2015.
  D'altra parte, lo scenario di raffinazione nell'area Europa/Mediterraneo rimane depresso con valori del benchmark SERM ai minimi storici (-0,4 $/bbl in media nel secondo trimestre) per il perdurare degli effetti della pandemia, il forte incremento del costo del greggio (prolungamento tagli OPEC+) e la contestuale debolezza della domanda dei prodotti, in particolare distillati medi.
  Inoltre, per quanto riguarda il mercato del gas, il differenziale tra il prezzo spot Italia "PSV" e i prezzi spot agli hub nord europei (TTF) si riduce a 1 €/mgl mc nel secondo trimestre da 3 €/mgl mc nel primo trimestre 2021 e 18 €/mgl mc nel secondo trimestre 2020.
• EBIT adjusted di Gruppo in forte recupero: €2 miliardi nel secondo trimestre rispetto alla perdita di €0,4 miliardi dello stesso periodo 2020 (€3,4 miliardi nel primo semestre con un incremento di €2,5 miliardi). Il risultato di Gruppo rispetto al 2020 è stato trainato da:
  - robusta performance della E&P che registra un EBIT di €1,84 miliardi in aumento di €2,6 miliardi grazie alla ripresa dello scenario energetico e ai minori costi, nonostante 132 mila boe/giorno di minore produzione impattata principalmente dalle manutenzioni. Il risultato ha inoltre beneficiato di negoziazioni contrattuali con effetto retroattivo; 
  - miglior risultato storico della Chimica che registra un EBIT di €202 milioni, in aumento di €268 milioni, per effetto della ripresa economica, del miglioramento dei margini dei prodotti e, in tale contesto, della performance di produzione che ha consentito di cogliere il rimbalzo della domanda, nonché del contributo della chimica verde;
  - solidi risultati del business Eni gas e luce & Renewables con EBIT di €71 milioni, in aumento di €48 milioni, per efficacia dell’azione commerciale, crescita base clienti e migliori margini.

Inoltre, nonostante il confronto sfavorevole con il 2020, si registra un miglioramento rispetto al primo trimestre 2021 di:

- GGP che con un EBIT di €24 milioni, -€106 milioni rispetto al secondo trimestre 2020, evidenzia un recupero di +€54 milioni rispetto al primo trimestre; la contrazione degli spread del gas (PSV vs. TTF) è stata più che compensata dal buon risultato del business GNL e da alcuni effetti positivi una tantum connessi a rinegoziazioni;

- R&M che con un EBIT di -€12 milioni, -€151 milioni rispetto al secondo trimestre 2020, raggiunge il sostanziale breakeven con un miglioramento di €147 milioni vs. il primo trimestre per il parziale recupero dei volumi commercializzati grazie alla riapertura dell’economia. L’incidenza dell’olio di palma nella produzione di bio-diesel è stata ridotta di 10 punti percentuali sfruttando la flessibilità sui feedstock generata dall’avvio dell’impianto Biomass Treatment Unit di Gela.

• Utile netto adjusted ai livelli pre-COVID: €0,93 miliardi nel trimestre e €1,20 miliardi nel semestre in netto miglioramento rispetto alla perdita del 2020, con una variazione rispettivamente di +€1,6 e +€1,9 miliardi, per effetto della migliore performance operativa e della normalizzazione del tax rate (58% nel semestre) dovuta al miglioramento dello scenario upstream e alle migliori previsioni reddituali delle attività green in Italia.
• Flusso di cassa operativo (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo) robusto: €2,80 miliardi nel secondo trimestre a fronte di capex netti pari a €1,52 miliardi. Nel primo semestre realizzato un flusso di cassa di €4,76 miliardi che ha finanziato capex netti di €2,91, invariati vs. il periodo di confronto, con un free cash flow ante circolante di €1,82 miliardi.
• Portafoglio: esborsi netti di circa €0,87 miliardi, che includono il debito acquisito, interamente dedicati all’accelerazione della crescita del portafoglio rinnovabili.
• Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 in forte riduzione: €10 miliardi, -€1,5 miliardi vs. 31 dicembre 2020. Leverage in riduzione a 0,25 vs. 0,31 a fine 2020. A maggio è stato pubblicato da Eni il primo Sustainability-Linked Financing Framework del settore O&G ed a giugno è stata lanciata la prima obbligazione sostenibile di €1 miliardo a fronte di una richiesta pari a 6 volte l’offerta iniziale.

Outlook 2021

• Previsto un cash flow operativo ante working capital superiore a €10 miliardi assumendo 65 $/bbl di Brent e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo.
•  Produzione di idrocarburi 2021 confermata a circa 1,7 milioni di boe/giorno. Produzione nel terzo trimestre attesa a 1,68 milioni di boe/giorno.
• Capacità rinnovabile installata e in costruzione in forte crescita con target a fine anno pari a 2 GW, in significativo aumento rispetto alla precedente previsione di circa 1 GW. Grazie anche alle recenti acquisizioni, si stima che la capacità installata passi dal target iniziale di 0,7 GW a 1,2 GW a fine 2021.
• Tutte le altre previsioni sull’anno rimangono confermate e sono di seguito ricapitolate:
  
  - spending organico per investimenti di circa €6 miliardi, di cui circa €4,5 miliardi nell’E&P;
  
  - target esplorativo annuale di circa 500 milioni di barili di scoperte;
  
  - GGP: utile operativo adjusted quasi a breakeven, nonostante il peggioramento dello scenario; free cash flow 2021 atteso a circa €200 milioni;
  
  - Eni gas e luce & Renewables: utile operativo adjusted a €350 milioni, cash flow operativo di circa €400 milioni;
  
  - Downstream: utile operativo pro-forma a circa €400 milioni. La maggior parte del risultato è portato dalla Chimica la cui performance è prevista compensare i risultati della R&M con margini di raffinazione debolmente negativi;
  
  - Leverage 2021 atteso minore di 0,3, assumendo un Brent di 65 $/bbl e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo.

_{[1] In linea con la dividend policy annunciata al mercato il 19 febbraio u.s. in occasione della strategy presentation (v. pag.31) di cui al seguente URL https://www.eni.com/content/dam/enicom/documents/eng/investor/presentations/2021/strategy-4q-2020/strategy-2021-2024.pdf.}

_{[2] Le modalità di attuazione del programma di acquisto delle azioni proprie sono illustrate in questo comunicato nella sezione “Altre Informazioni – Avvio del programma di buy-back”.}

_{[3] Data stacco cedola 20 settembre 2021 (record date 21 settembre), messa in pagamento 22 settembre 2021. La delibera di distribuzione delle riserve disponibili di Eni SpA a titolo di acconto dividendo 2021 è stata assunta dal Consiglio di Amministrazione in luogo della delibera ai sensi dell’art. 2433 – bis c.c., programmata nel calendario finanziario di Eni il 16 settembre 2021, con conseguente modifica del calendario stesso che sarà oggetto di specifica successiva comunicazione al mercato.}

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