Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2019

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

“Nel primo semestre Eni ha conseguito eccellenti risultati finanziari, proseguendo nella realizzazione degli obiettivi del proprio piano industriale. La generazione di cassa dell’esercizio, in incremento di oltre il 20% nonostante uno scenario meno favorevole rispetto al semestre precedente, ha coperto ampiamente tanto gli investimenti, a cui continuiamo ad applicare una rigorosa disciplina, quanto la remunerazione degli azionisti che oltre al saldo dividendo include ora anche il buy-back. Di conseguenza il debito è sceso rispetto a quello di bilancio di un ulteriore 5% a €7,87 miliardi prima della passività per leasing. Un ulteriore surplus di cassa potrà derivare nel prossimo futuro dal fatto che il prezzo effettivo del Brent è atteso a un livello superiore rispetto a quello di cash neutrality per Eni, pari a circa 55 $/barile. Questi risultati sono stati ottenuti grazie alla performance industriale. Nell’Upstream il nostro modello operativo, concepito per portare in produzione le riserve nel più breve tempo possibile, ha portato all’avvio della produzione dell’Area 1 in Messico a meno di un anno dall’approvazione del piano di sviluppo. Abbiamo inoltre aumentato per via organica la nostra base produttiva crescendo principalmente in Egitto dove il campo di Zohr si avvia al raggiungimento del plateau. Prosegue in Gas & Power il trend positivo del portafoglio long-term con il rinnovo del contratto di fornitura da Sonatrach. Ottimi anche i risultati del Retail gas & power che amplia la propria base clienti di circa 130 mila utenze. I business R&M e Chimica attenuano l’effetto di uno scenario debole con un recupero di redditività nel secondo trimestre, soprattutto nel marketing oil. I principali indici di sostenibilità mostrano un costante miglioramento, in linea con gli obiettivi fissati; inoltre registriamo l’avvio della Green Refinery di Gela. Su queste basi intendo confermare al CDA del 19 settembre la proposta di un acconto dividendo di €0,43 per azione.”

Highlight

Exploration & Production

• Produzione di idrocarburi: 1,83 milioni di boe/giorno nel trimestre e nel semestre, sostanzialmente invariata al netto del portafoglio;
  • confronto penalizzato della cessazione del contratto produttivo Intisar in Libia avvenuta a partire dal terzo trimestre del 2018; escludendo tale effetto e il portafoglio, crescita netta di circa 110 mila boe/giorno nel trimestre pari a +6,5% per incrementi produttivi e minori manutenzioni (94 mila boe/giorno nel semestre, +5,5%);
  • contributo complessivo da avvii/ramp-up pari a circa 218 mila boe/giorno, guidato dalla piena regimazione dei progetti libici avviati nel 2018 (Wafa compression e Bahr Essalam fase 2) e dalla crescita organica in Egitto (ramp-up Zohr), Ghana e Angola.
• Avvii nuovi giacimenti:
  • Messico: avviato in “early production” il giacimento Miztón nell’Area 1 offshore, primo step dello sviluppo di un hub petrolifero con risorse stimate pari a 2,1 miliardi di boe in posto. Lo start-up è avvenuto in meno di due anni e mezzo dalla perforazione del primo pozzo e a meno di un anno dall’approvazione del piano di sviluppo a dimostrazione dell’efficacia del modello di fast track di Eni;
  • Egitto: avviata la produzione di petrolio dall’area di sviluppo di SW Melehia, grazie alle scoperte effettuate nel corso del 2018;
  • confermati gli avvii pianificati nel secondo semestre in Egitto e Algeria. Il 15 luglio start-up di Trestakk in Norvegia; avviato ancheBerkine olio in Algeria.
• Esplorazione:
  • principali successi:                                                                                 
  • nel semestre scoperte risorse esplorative per 350 milioni di boe;
  • Angola offshore: continua con successo la nuova campagna esplorativa del Blocco 15/06 (Eni operatore con il 36,8%) con le scoperte sui prospetti di Ndungu e Agidigbo, seconda e terza scoperta da inizio anno dopo quella di Agogo e quinta dalla ripresa nel 2018 dell’esplorazione nell’area, che ha consentito di incrementare fino a 1,8 miliardi di barili la stima di olio in posto;
  • Ghana offshore: scoperta a gas e condensati nel CTP-Blocco 4 (operato), con riserve in posto stimate tra 550-650 miliardi di piedi cubi di gas e 18-20 milioni di barili di condensato associato caratterizzato dalla prossimità alle strutture produttive;
  • Mare del Nord norvegese: scoperte a olio e gas nella licenza PL 869 partecipata da Vår Energi;
  • Egitto offshore: scoperta a gas nel prospetto esplorativo Nour (operato da Eni con il 40%) e scoperte near field nel deserto occidentale sui prospetti di Basma e Shemy, nel delta del Nilo sul prospetto onshore di El Qara North East 1 e nel Golfo di Suez sul prospetto Sidri South. Alcuni pozzi di scoperta sono già stati allacciati alle facility produttive dell’area;
  • Vietnam: scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Ken Bau nel Blocco 114 (Eni 50%, operatore), nell’offshore del Paese.
    reloading portafoglio titoli minerari: nel semestre acquisito nuovi acreage per complessivi 24.200 chilometri quadrati in Bahrain, EAU, Mozambico, Algeria, Norvegia, Costa d’Avorio ed Egitto. 
    Sono in fase di ratifica i seguenti accordi:
  • Kazakhstan/Mar Caspio: per l’ottenimento dei diritti di esplorazione e produzione della concessione Abay in acque poco profonde, in joint venture con la società petrolifera di Stato KMG;
  • Ghana: per la licenza di esplorazione e produzione nel Blocco offshore WB03 (Eni operatore con il 70%) nelle acque medio profonde del prolifico bacino del Tano, in prossimità del giacimento in produzione Sankofa (progetto OCTP);
  • Argentina: per la licenza esplorativa del blocco MLO 124 (Eni operatore con l’80%) nell’offshore meridionale.
• Firmati accordi per la cessione a  Qatar Petroleum:
  • del 13,75% nei blocchi esplorativi L11A, L11B e L12, nelle acque profonde del Kenya;
  • del 30% del lease esplorativo Tarfaya nell’offshore del Marocco, composto da 12 blocchi esplorativi. Al closing Eni manterrà una quota del 45% nell’iniziativa e l’operatorship;
  • del 25,5% del Blocco A5-A, nell’offshore Mozambico, Eni mantiene l’operatorship con una quota del 34%.
• Dual exploration model: ceduto il 20% della scoperta di Merakes.
• Approvato dal Governo del Mozambico il piano di sviluppo del progetto Rovuma LNG per la produzione, liquefazione e commercializzazione di gas naturale da tre giacimenti del complesso Mamba situati nell'Area 4, nell’offshore del Bacino di Rovuma.
• Investimenti netti²: €3,16 miliardi nel semestre, in linea con le previsioni.
• Utile operativo adjusted Exploration & Production: €2,14 miliardi nel secondo trimestre 2019 (-22% rispetto al secondo trimestre 2018); €4,45 miliardi nel semestre (-8% rispetto al periodo di confronto). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge nel 2018 e al netto dello scenario e dello IFRS 16, la variazione si ridetermina in -5% nel secondo trimestre (+5% nel semestre).

Gas & Power

• Firmati accordi con la società di stato Sonatrach per il rinnovo del contratto di fornitura per l'importazione del gas algerino in Italia fino al 2027 (con due anni aggiuntivi opzionali) e del contratto di trasporto in Italia tramite il gasdotto tunisino onshore e quello offshore.
• Esito prima fase arbitrato con GasTerra: respinta la richiesta GasTerra di ottenere un conguaglio per le forniture gas del periodo 1 ottobre 2012 – 30 settembre 2015; nessun onere a carico Eni. Concordata la revoca della garanzia a suo tempo concessa.
• Business retail: in crescita la base clienti nel semestre di circa 130 mila punti di riconsegna grazie allo sviluppo del business power.
• Utile operativo adjusted G&P: €0,05 miliardi nel secondo trimestre (-57%); €0,4 miliardi nel semestre (-3%). Performance sostenuta dalla crescita e dalla migliore efficienza del business retail.

Refining & Marketing e Chimica

• ADNOC refinery: ottenute le autorizzazioni antitrust, atteso a breve il closing dell’acquisizione del 20%.
• Green refinery di Gela: avviate le prime unità produttive.
• Unità EST Sannazzaro: prevista piena operatività nel terzo trimestre.
• Completato il ramp-up dello steam-cracker di Priolo nella chimica dopo la fermata del primo trimestre.
• Utile operativo adjusted Refining & Marketing: positivo a €0,08 miliardi nel secondo trimestre rispetto alla perdita del primo (+25% vs. trimestre di confronto) per effetto della solida performance delle attività commerciali e della migliore performance impiantistica; primo semestre a €0,07 miliardi (-15%) a causa della debolezza dello scenario per le lavorazioni complesse e delle maggiori fermate.
• Risultato adjusted della Chimica: perdita di €28 milioni nel secondo trimestre (-€74 milioni nel semestre) dovuta all’ancora parziale disponibilità dello steam-cracker di Priolo e ad una fermata manutentiva a quello di Porto Marghera, in uno scenario ancora depresso per la chimica, in peggioramento nel segmento elastomeri per il rallentamento nel settore automotive.

Decarbonizzazione ed economia circolare

• Intensità emissiva GHG del settore E&P: 20,94 tCO2 eq³/migliaia di boe, in riduzione dell’1,3% rispetto al primo semestre 2018 (-2,3% rispetto alla media annua 2018); in linea con il target al 2025 dichiarato al mercato.
• Energy Solutions, generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili: 40 MW di capacità installata al 30 giugno. Nell'ambito delle attività del semestre si segnalano gli avvii dei cantieri per la realizzazione degli impianti di: 
  • Badamsha, in Kazakhstan, eolico da 50 MW;
  • Porto Torres (SS), fotovoltaico da 31 MW, in Italia;
  • Katherine, nel nord dell'Australia, fotovoltaico da 33,7 MW, dotato di un sistema di accumulo;
  • Tataouine, nel sud della Tunisia, fotovoltaico con una capacità installata di 10 MW, e Adam, in prossimità della omonima concessione petrolifera, fotovoltaico con una capacità installata di 5 MW.
• Firmati accordi quadro per lo sviluppo dell’economia circolare, in particolare per la conversione dei rifiuti in bio-feedstock, con importanti stakeholder della società civile e del mondo dell’impresa, quali: Coldiretti, Maire Tecnimont, RenOils, Veritas.
• Firmata con l'Organizzazione delle Nazioni Unite per lo sviluppo industriale (UNIDO) una dichiarazione congiunta per l'avvio di un modello innovativo di collaborazione pubblico-privato, finalizzato a contribuire al conseguimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite.
• Avviata la collaborazione con ENEA nella ricerca sulla fusione a confinamento magnetico, per ottenere energia pulita, sostenibile e sicura.

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €2,28 miliardi nel secondo trimestre, -11% (€4,63 miliardi nel semestre, -6%). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dell’effetto scenario e dello IFRS 16, la variazione si ridetermina in +9% (+7% nel semestre).
• Utile netto adjusted: €0,56 miliardi nel secondo trimestre, -27% (-24% escludendo gli effetti IFRS 16); €1,55 miliardi nel semestre, -11% (-8% escludendo gli effetti IFRS 16).
• Utile netto: €0,42 miliardi e €1,52 miliardi rispettivamente nel secondo trimestre 2019 e nel semestre 2019.
• Generazione di cassa ante working capital a costi di rimpiazzo⁴ in forte crescita: €3,39 miliardi nel trimestre, +43% e €6,8 miliardi nel semestre, +23%. Prima dell’effetto determinato dallo IFRS 16 e considerando i fenomeni straordinari che avevano ridotto di circa €500 milioni il dato dei periodi di confronto, la crescita rimane comunque significativa: €3,3 miliardi nel trimestre, +18%; €6,5 miliardi nel semestre, +9%.
• Generazione di cassa operativa: €6,61 miliardi nel semestre, +27% (€4,52 miliardi nel secondo trimestre, +49%), su cui ha inciso il pagamento straordinario legato alla definizione di un arbitrato (€330 milioni).
• Investimenti netti: €3,79 miliardi nel semestre al netto dell’acquisto di riserve in Alaska e in Algeria e con effetti IFRS 16 non significativi.
• Indebitamento finanziario netto: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, il debito netto si determina in €7,87 miliardi, in riduzione del 5% rispetto al 31/12/2018. Includendo gli effetti dello IFRS 16: €13,59 miliardi, di cui circa €2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei joint operator upstream dell’Eni.
• Leverage: escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, leverage si ridetermina in 0,15, in riduzione rispetto al 31 dicembre 2018 e al 31 marzo 2019. Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,27; 0,23 al netto della quota di lease liability di competenza dei partner E&P.
• Buy-back: avviato a fine maggio il programma di riacquisto di azioni; al 30 giugno acquistate 3,69 milioni di azioni al costo di €52,4 milioni.
• Proposta acconto dividendo 2019: €0,43 per azione⁵, a valere sulla previsione di dividendo annuo di €0,86 per azione.

Outlook 2019

Exploration & Production

Produzione di idrocarburi: confermata la crescita tra il 2% e il 2,5% su base annua allo scenario di budget di 62 $/barile e al netto delle operazioni di portafoglio. Il range assume un livello produttivo in Venezuela di 40 mila boe/giorno e la regimazione delle produzioni gas in Indonesia in funzione della ridotta capacità di assorbimento del mercato asiatico. La crescita sarà sostenuta dal ramp-up dei giacimenti avviati nel 2018, in particolare i progetti libici Wafa compression e Bahr Essalam fase 2, dalla crescita organica in Egitto (ramp-up Zohr), Ghana e Angola, nonché dagli avvii del progetto Area 1 nell’offshore del Messico, Berkine North in Algeria e Trestakk in Norvegia e di quelli pianificati in Egitto e Algeria. Previsto un contributo annuo da avvii/ramp-up di circa 250 mila boe/giorno. Dopo le fermate manutentive concentrate nel secondo trimestre 2019, la crescita vs. il 2018 sarà evidente dal terzo trimestre caratterizzato ancora da fermate e ancora di più dal quarto.
Risorse esplorative: target di risorse equity superiore a 600 milioni di boe nell’anno.

Gas & Power
Risultato operativo: atteso a circa €500 milioni come da guidance.
Portafoglio clienti retail: previsto in crescita per lo sviluppo del business power.

Refining & Marketing e Chimica
Margine di raffinazione di breakeven rivisto a circa 4,4 $/barile nel 2019 per effetto del peggioramento del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti e con la piena operatività del sistema industriale. Allo scenario di budget, 3,5 $/barile a fine 2019.
Risultato operativo: rivista la guidance a €500 milioni in considerazione del peggioramento dello scenario di conversione.
Lavorazioni in conto proprio delle raffinerie sostanzialmente in linea.
Lavorazioni green previste in crescita per l’avvio di Gela.
Vendite rete stabili; costante la quota di mercato retail Italia.
Vendite e produzioni di prodotti chimici: in flessione a causa della fermata dello steam-cracker di Priolo avvenuta nel primo trimestre, tornato a regime a fine luglio.

Gruppo
Capex: rivista in leggera riduzione la guidance di €8 miliardi per il 2019 al cambio di budget di 1€= 1,15 USD.
Generazione di cassa prima della variazione del circolante a costi di rimpiazzo: attesa pari a circa €12,8 miliardi, allo scenario di budget, prima degli effetti dello IFRS 16.
Cash neutrality: confermata per il 2019 la copertura degli investimenti organici e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile ante effetti IFRS 16; 52 $/barile con gli effetti dello IFRS 16.