Eni: risultati del primo trimestre 2022

 Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“Il trimestre è stato caratterizzato da rilevanti sviluppi strategici per Eni. Abbiamo reagito con rapidità alle mutate condizioni del mercato energetico facendo leva sulla dimensione globale del nostro settore upstream e sulle consolidate relazioni con i paesi produttori per identificare nuove opportunità di forniture per l’Europa, incrementali e alternative a quelle esistenti. Abbiamo concluso importanti accordi con Algeria, Egitto e Congo, e un altro ancora in Angola, che rafforzano ulteriormente le attività congiunte con le società di stato locali con l’obiettivo di promuovere maggiori flussi di export di gas naturale a beneficio dell’Italia e dell’Europa nel contesto della transizione verso un’economia decarbonizzata. Durante il trimestre abbiamo concluso con successo l’iter di quotazione della nostra consociata upstream norvegese, Vår Energi, della quale adesso deteniamo il 64%, e abbiamo lanciato con BP l’operazione di integrazione dei rispettivi rilevanti portafogli upstream in Angola. Plenitude, la nostra controllata che integra le energie rinnovabili con il retail gas&power, procede verso la quotazione entro il 2022 subordinata alle condizioni di mercato ed abbiamo annunciato la prossima costituzione di una impresa per la Mobilità Sostenibile che combinerà le nostre bioraffinerie, il nostro network di punti vendita multi-prodotto, multi-servizio e la relativa clientela. Grazie a Plenitude e alla Mobilità Sostenibile puntiamo ad offrire alla nostra clientela distintivi prodotti decarbonizzati e servizi sostenibili. Abbiamo completato con successo l’offerta iniziale di sottoscrizione presso il listino londinese delle azioni di NEOA, un veicolo che identificherà opportunità di acquisizioni nei settori della decarbonizzazione e transizione energetica. Venendo ai risultati del primo trimestre, la nostra performance ha dimostrato solidità e resilienza in un contesto di estrema volatilità dei prezzi e di incertezza a causa della guerra in corso e delle tensioni internazionali. Abbiamo conseguito un Ebit adj. di Gruppo di €5,2 miliardi, con un incremento di €3,9 miliardi rispetto al primo trimestre 2021 dovuto al robusto andamento della E&P grazie al forte scenario prezzi, e di GGP sostenuto dalla crescita del business internazionale del GNL e dalla flessibilità del nostro portafoglio di approvvigionamento. Abbiamo realizzato un utile netto di €3,3 miliardi. Era cruciale che in un mercato caratterizzato da tale volatilità, rimanessimo finanziariamente disciplinati e in tal modo abbiamo generato un free cash flow organico di €1,8 miliardi, nonostante i maggiori fabbisogni di capitale circolante connessi alla stagionalità delle vendite di gas resi ancora più accentuati dall’aumento delle quotazioni delle materie prime. In conclusione, è stato un trimestre di evidenti progressi nell’attuazione della nostra strategia volta a garantire sicurezza e sostenibilità del sistema energetico, mantenendo il nostro forte impegno a una giusta transizione energetica e alla creazione di valore per i nostri stakeholders.”

• EBIT adjusted consolidato del primo trimestre 2022: €5,19 miliardi, in crescita del 300% rispetto al primo trimestre 2021.
• Tale performance è stata trainata dai solidi risultati della E&P con un Ebit adjusted di €4,38 miliardi, un incremento di €3 miliardi rispetto al primo trimestre 2021 dovuto alla capacità di catturare il rilevante aumento dei prezzi di realizzo delle produzioni equity (+70% in media). La produzione di idrocarburi del trimestre è stata di 1,65 milioni di boe/g, livello coerente con la guidance dell’anno.
• Il segmento GGP ha registrato un Ebit adjusted di €0,93 miliardi, rispetto al breakeven del primo trimestre 2021, sostenuto dalla crescita delle vendite, dai migliori risultati del business internazionale del GNL nel contesto di un robusto scenario prezzi, e dall’ottimizzazione dei margini sfruttando la flessibilità del portafoglio di approvvigionamento gas.
• Il business R&M ha conseguito un risultato positivo (€24 milioni), in significativo miglioramento rispetto alla perdita di €159 milioni del primo trimestre 2021. Tale incremento è legato alle ottimizzazioni degli assetti impiantistici, che hanno consentito di ridurre l'utilizzo del gas naturale e i costi delle utilities, nonché alla significativa ripresa del margine di raffinazione dalla seconda metà del mese di marzo, trainato dal rafforzamento del gasolio, a causa di una scarsa disponibilità sul mercato. 
•  Il business chimico gestito da Versalis ha mostrato un trend debole con un peggioramento di -€154 milioni rispetto al periodo di confronto, penalizzato dall’aumento delle quotazioni della carica petrolifera e dai maggiori costi delle utilities industriali. 
• Il business retail, renewable & mobilità elettrica gestito da Plenitude è ben posizionato per conseguire la guidance annuale di EBITDA adjusted (oltre €0,6 miliardi) nonostante la volatilità dello scenario, confermando la resilienza del nostro modello integrato di business. 
• Utile netto adjusted del primo trimestre 2022: €3,27 miliardi con una crescita di €3 miliardi rispetto al primo trimestre 2021, sostenuto dai maggiori risultati delle partecipazioni valutate all’equity e dalla riduzione del tax rate dovuta a un migliore mix geografico e dall’effetto prezzo nella E&P, e dai contributi positivi di GGP e di R&M ai risultati consolidati.
• Flusso di cassa netto adjusted ante working capital al costo di rimpiazzo del primo trimestre 2022: €5,61 miliardi sostenuto dalla solida performance dei business core (+186% rispetto al primo trimestre 2021).
• Dopo il finanziamento dei capex organici di €1,62 miliardi, in leggero aumento rispetto al primo trimestre 2021, e il fabbisogno del capitale di esercizio netto, il Gruppo ha ottenuto un FCF organico di €1,8 miliardi. I fattori stagionali che tipicamente determinano il fabbisogno del capitale di esercizio netto del primo trimestre hanno determinato un assorbimento di cassa di €1,96 miliardi, che riflette il maggior valore nominale dei crediti commerciali. 
• Il flusso di cassa del trimestre ha beneficiato dalla finalizzazione del collocamento azionario della partecipata Vår Energi con proventi per Eni di circa €0,4 miliardi. 
• I fabbisogni di cassa non organici di €1,25 miliardi sono riferiti alle acquisizioni Plenitude (€0,8 miliardi) e il versamento in conto capitale alla JV Saipem (€0,46 miliardi) nell'ambito della ristrutturazione finanziaria della partecipata. 
• Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 al 31 marzo 2022: €8,62 miliardi; il leverage continua a rafforzarsi con un valore di 0,18 vs 0,20 al 31 dicembre 2021.

E&P e GGP

•  Marzo/aprile: facendo leva sulle consolidate relazioni con i paesi dell’Africa Settentrionale e Occidentale, sono stati definiti importanti accordi quadro con Algeria, Egitto e Congo rispettivamente l’11, il 13 e il 21 aprile u.s. finalizzati a rafforzare le operazioni congiunte nel settore upstream nei tre paesi con Sviluppi di business l’obiettivo di aumentare i flussi di export di gas naturale verso l’Europa. Sono previste ulteriori forniture dall’Angola. 
• In base ai termini dell'accordo con l'Algeria, Eni prevede di aumentare gradualmente i volumi di gas esportati in Italia attraverso il gasdotto Transmed nell'ambito dei contratti di fornitura di lungo termine in essere con Sonatrach, con consegne incrementali di gas naturale a partire dal prossimo anno termico e un progressivo ramp-up fino a 9 miliardi di metri cubi/anno nel 2023-24. Ulteriori riserve di gas a sostegno del maggiore export saranno sviluppate congiuntamente da Eni e Sonatrach facendo leva sul modello di sviluppo Eni “fast track” per supportare le esportazioni verso l’Italia. 
• Con la società di Stato egiziana "EGAS" è stato concordato di valorizzare le riserve locali di gas incrementando le attività nelle concessioni gestite congiuntamente e attraverso l’esplorazione near-field, con l'obiettivo di incrementare la produzione e le esportazioni di gas verso l'Italia attraverso l'impianto di liquefazione di Damietta sino ad un livello di 3 miliardi di metri cubi nel 2022. 
• Con le autorità petrolifere della Repubblica del Congo è stata firmata una lettera d’intenti per l’aumento della produzione e dell’export di gas verso l’Italia tramite lo sviluppo di un progetto di gas naturale liquefatto con avvio previsto nel 2023 e capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno. L’export di GNL permetterà di valorizzare la produzione di gas eccedente la domanda interna congolese. 
• A febbraio, è stata finalizzata con il fondo azionario HitecVision, la quotazione della partecipata Vår Energi presso la borsa di Oslo, la più grande offerta pubblica iniziale del settore Oil&Gas in Europa negli ultimi 15 anni, collocando una partecipazione di circa l'11,2% del capitale sociale della partecipata. A seguito del closing dell'operazione, la partecipazione di Eni si riduce al 64,3%. 
• A marzo, è stato firmato un accordo con BP per la costituzione in Angola di una joint venture paritetica finanziariamente indipendente, Azule Energy, che integrerà i rispettivi portafogli di attività oil&gas delle due società nel Paese per massimizzare la crescita e il valore.
• A febbraio avviata la produzione del progetto di sviluppo Ndungu Early Production, nel blocco 15/06 al largo dell'Angola, connettendo il campo alla nave Ngoma Floating Production Storage and Offloading (FPSO) che opera il blocco. Durante la fase di ramp-up di Ndungu, a marzo sono proseguite le attività di appraisal della scoperta attraverso la perforazione di un pozzo di delineazione che ha permesso di aumentare significativamente la stima dei volumi del giacimento a circa 1 miliardo di barili di petrolio equivalente in posto, facendo del campo di Ndungu, insieme ad Agogo, il più grande accumulo scoperto nel Blocco 15/06. I risultati evidenziano l'efficacia del modello Eni Infrastructure-Led Exploration e l’approccio di sviluppo per fasi finalizzato alla riduzione del time-to-market delle riserve. 
• A febbraio avviata la produzione della FPSO Miamte presso il campo di Miztón, nell’ambito del progetto di sviluppo di Area 1 nel Golfo del Messico. 
• A febbraio, registrati i risultati preliminari del pozzo esplorativo XF-002 nel Blocco 2 nell’offshore di Abu Dhabi (Eni 70%, operator) che hanno dato esito positivo e di cui si attende conferma con il completamento delle operazioni di perforazione nel secondo trimestre del 2022. 
• A marzo, registrata dalla JV Eni (49%) e Sonatrach (51%) una significativa scoperta a olio e gas associato in Algeria nella concessione Zemlet El Arbi nel bacino del Berkine Nord. La nuova scoperta si stima contenere circa 140 milioni di barili di olio in posto. Il pozzo è localizzato nei pressi degli impianti di trattamento del giacimento di Bir Rebaa Nord, che consentirà uno sviluppo fast track della scoperta. 
• Ad aprile, registrate nuove scoperte ad olio e gas nei pressi della concessione di Meleiha, nel deserto occidentale dell'Egitto, già allacciate agli impianti di estrazione esistenti, in linea con la strategia “near field” che consente di massimizzare le sinergie operative. 
• A gennaio, a seguito della procedura di gara "2021 Awards in Predefined Areas" (APA) del Ministero norvegese del Petrolio e dell'Energia, Vår Energi si è aggiudicata dieci licenze esplorative (di cui cinque come operatore) che coprono aree nei principali bacini minerari della piattaforma continentale norvegese (NCS). 
• A gennaio, a seguito della positiva partecipazione all'Egypt International Bid Round for Petroleum Exploration and Exploitation 2021, Eni si è aggiudicata cinque licenze esplorative (di cui quattro come operatore) nei principali bacini minerari di interesse per Eni: Mediterraneo Orientale offshore, Deserto Occidentale e Golfo di Suez, per una superficie complessiva di circa 8.410 chilometri quadrati.
• A marzo ratificata l’assegnazione di un nuovo PSC nel prolifico bacino del Berkine South in Algeria, Eni 49% operatore, Sonatrach 51%. 
• A marzo sono stati firmati i PSC per due nuovi blocchi esplorativi, CI-401 e CI-801, nell’offshore della Costa d’Avorio, limitrofi alla scoperta di Baleine. 
• Tra Febbraio e Marzo sono stati firmati accordi con Mozambico e Benin per lo sviluppo di progetti di economia circolare e di agricoltura non in competizione con la catena alimentare per la produzione di bio-feedstock da destinare alle bio-raffinerie di Eni. Gli accordi prevedono anche iniziative di protezione delle foreste e di decarbonizzazione del mix energetico locale. 
• A febbraio il progetto HyNet North-West, sviluppato da un consorzio guidato da Eni UK per la costruzione di un hub per la cattura e lo stoccaggio di CO₂ (CCS), ha ricevuto 19 manifestazioni di interesse da parte di aziende industriali che stanno pianificando la riduzione delle proprie emissioni attraverso la cattura, trasporto e stoccaggio nei giacimenti di idrocarburi esauriti di Eni UK.

R&M e Chimica 

• Ad aprile, firmato un accordo con la cinese Shandong Eco Chemical Co. Ltd. per la concessione in licenza della tecnologia proprietaria di Versalis per la produzione di polimeri stirenici in massa continua a basse emissioni. 
• Nel mese di marzo annunciata la creazione di una società di Sustainable Mobility finalizzata ad accrescere il valore attraverso l’integrazione delle bioraffinerie, la solida base clienti e la rete di punti vendita multienergy e multi servizio. 
• A marzo, rafforzata la partnership tra Versalis e Novamont per lo sviluppo del business della chimica verde condotto attraverso la joint venture Matrìca stabilendo un nuovo patto parasociale, in base al quale Versalis incrementerà la propria partecipazione in Novamont dal 25% al 35%. 
• A febbraio, avviata la produzione di bioetanolo da biomassa forestale presso l'hub di Crescentino, gestito da Versalis. L'impianto è in grado di lavorare biomassa per 200 mila tonnellate/anno, con una capacità produttiva massima di bioetanolo di circa 25 mila tonnellate/anno. 
• A gennaio Matrìca ha siglato un accordo con Lanxess, leader nelle specialties chimiche, relativo alla fornitura di materie prime rinnovabili ottenute da oli vegetali presso lo stabilimento Matrìca di Porto Torres che saranno utilizzate da Lanxess per la produzione di additivi industriali biocidi per i mercati finali di consumo. 
• Nel primo trimestre sono stati stipulati accordi con le società italiane "SEA" e "Aeroporti di Roma" che gestiscono i principali aeroporti nazionali per accelerare la decarbonizzazione nell’aviazione e nelle operazioni a terra attraverso l’utilizzo dei carburanti sostenibili di Eni (SAF e HVO).

Plenitude e Power

• GreenIT, la joint venture tra Plenitude e l'italiana CDP Equity, impegnata nello sviluppo della capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ha firmato ad aprile un accordo con il fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) per la costruzione e la gestione di due parchi eolici offshore galleggianti in Sicilia e Sardegna, con una capacità totale prevista di circa 750 MW. 
• A marzo, GreenIT ha siglato un accordo per l'acquisizione dell'intero portafoglio del Gruppo Fortore Energia, costituito da quattro parchi eolici onshore operanti in Italia con una capacità complessiva di 110 MW. 
• A gennaio, acquisita la società greca Solar Konzept Greece "SKGR", proprietaria di un portafoglio di impianti fotovoltaici in Grecia con una pipeline di progetti di circa 800 MW. 
• A febbraio, acquisito un portafoglio di capacità rinnovabile in Texas (USA) da BayWa r.e. con una capacità installata di circa 266 MW e un progetto di stoccaggio in fase di sviluppo avanzato di circa 200 MW/400 MWh. 
• A marzo, inaugurato il parco eolico Badamsha 2 situato nella regione di Aktobe, in Kazakhstan, il secondo impianto eolico nella regione che consente di raddoppiare la capacità installata del progetto Badamsha 1 (48 MW, per un totale complessivo di 96 MW installati nel Paese). 
• A marzo, firmato un accordo preliminare per la cessione di una quota di minoranza del 49% del capitale Outlook 2022 sociale di EniPower a Sixth Street, una delle principali società di investimento. Eni manterrà il controllo di EniPower in termini di operatività e di consolidamento finanziario della società.

Decarbonizzazione & Sostenibilità

• A febbraio è stato siglato un accordo con Edison e Ansaldo Energia per valutare la fattibilità economica della produzione di idrogeno verde derivato dall'elettrolisi dell'acqua, ovvero idrogeno blu con l'utilizzo di gas naturale e di un sistema associato per la cattura e lo stoccaggio della CO₂ emessa nel processo, con l'obiettivo di sostituire una porzione di gas naturale come combustibile nel nuovo impianto Edison di Porto Marghera. 
• A marzo, avviata la collaborazione con Air Liquide per valutare la migliore implementazione di soluzioni di cattura e sequestro del carbonio (CCS) per contribuire alla decarbonizzazione dei settori industriali difficili da abbattere nella regione mediterranea dell'Europa. 
• A marzo, completata con successo l'IPO di New Energy One Acquisition Corporation Plc ("NEOA") sul mercato principale della Borsa di Londra, raccogliendo £175 milioni di fondi azionari, a cui Eni contribuirà con £17,5 milioni. NEOA è stata costituita con lo scopo di creare una business combination con l’obiettivo di partecipare o beneficiare della transizione verso un'economia a basse emissioni di carbonio. 
• A marzo, è stata assegnata la commessa relativa a undici progetti idrici integrati a energia solare negli Stati di Borno e Yobe nel nord-est della Nigeria, che forniranno acqua dolce per il consumo domestico e la microirrigazione. Questi progetti sono stati realizzati nell'ambito dell'iniziativa 'Access to Water' sviluppata dalla FAO e da Eni, in collaborazione con la Nigerian National Petroleum Corporation.

Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie per l’esercizio 2022 sulla base delle informazioni al momento disponibili, delle stime del management relative a possibili rischi e incertezze associate all’attuale situazione di guerra in Ucraina e assumendo nessuna significativa interruzione nei flussi di gas dalla Russia:

• Produzione di idrocarburi confermata la previsione di 1,7 milioni di boe/giorno allo scenario di 80 $/barile nel 2022. 
• Rivista al rialzo la guidance dell’utile operativo adjusted di GGP, atteso a circa €1,2 miliardi rispetto al precedente target di €0,9 miliardi considerando l’evoluzione attesa del mercato. 
• Le principali sensitivity di prezzo prevedono una variazione di €140 milioni del free cash flow per ogni dollaro di variazione nel prezzo del Brent e circa €600 milioni per ogni variazione di 5 centesimi nel tasso di cambio USD/EUR rispetto alla nuova assunzione di 1,115 USD/EUR nel 2022 e considerando un prezzo del Brent di 90 $/barile. 
• EBITDA di Plenitude atteso superiore a €0,6 miliardi, in linea con la nostra guidance. Confermata la guidance di oltre 2 GW di capacità installata da fonti rinnovabili a fine 2022 (al 100%). E’ anche confermata l’offerta pubblica di azioni della controllata Plenitude e la quotazione sul listino milanese attraverso una IPO entro il 2022, soggetta alle condizioni di mercato. 
• Downstream: previsione di Ebit adjusted (pro-forma con ADNOC di R&M e Versalis) incrementata a positiva rispetto all’aspettativa iniziale di negativa. 
• Cash flow adjusted prima del capitale d’esercizio al costo di rimpiazzo è atteso a €16 miliardi allo scenario di 90 $/barile (rispetto alla previsione iniziale di più di €15 miliardi). 
• Capex organici previsti a €8 miliardi, in linea con la nostra guidance originaria di €7,7 miliardi assumendo il cambio EUR vs USD delle nostre iniziali proiezioni di pianificazione. 
• Cash neutrality attesa al prezzo Brent di circa 46 $/barile. 
• Leverage ante IFRS 16 atteso ben al di sotto dell’obiettivo di 0,2 a fine 2022

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