L’ad di Eni Claudio Descalzi ha presentato i risultati consolidati della prima parte dell’anno approvati dal Consiglio di Amministrazione
L’utile del primo semestre di Eni vola a 2,2 miliardi con un +124% e un risultato adjusted di 1,7 miliardi (+45%). Bene anche le performance del trimestre con numeri in forte crescita, un utile netto a 1,2 miliardi e un adjusted a 767 milioni di euro (+66%). Questi i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2018 approvati dal Consiglio di Amministrazione di Eni.
DESCALZI: FORTE MIGLIORAMENTO REDDITIVITÀ TRAINATA DALLA PERFORMANCE DEL BUSINESS E&P CHE HA TRIPLICATO IL SUO CONTRIBUTO
“Nel secondo trimestre, come già nel primo, Eni ha proseguito nel trend di forte miglioramento della redditività che aumenta del 152% a fronte di una crescita del Brent in euro del 38%, trainata dalla performance del business E&P che ha più che triplicato il suo contributo – ha ammesso l’ad di Eni Claudio Descalzi –. La generazione di cassa consolidata è anch’essa nettamente cresciuta, spinta dal prezzo Brent e dalla maggiore produzione con un contributo per barile che sale a 20 dollari, consentendoci di confermare la riduzione a 55 dollari/barile della nostra cash neutrality per il 2018.Ottimo è stato anche il risultato del business G&P, frutto della maggiore integrazione del business del GNL con le attività upstream e dei benefici della profonda riorganizzazione condotta negli ultimi anni. La flessione dello scenario nella Raffinazione e nella Chimica, anticiclico rispetto al Brent, ha comportato una riduzione del contributo di questi business che si sono comunque mantenuti positivi grazie alla ristrutturazione avviata nei precedenti esercizi. La gestione del portafoglio ha fatto registrare nel trimestre progressi significativi, con l’accordo per la nascita di Vår Energi in Norvegia e l’incasso del prezzo di vendita a Mubadala del 10% del campo di Zohr. Come risultato finale il debito netto prosegue nella sua discesa portandosi al di sotto di 10 miliardi di euro, livello più basso registrato negli ultimi 11 anni. Su queste basi confermerò al Consiglio del 13 settembre la proposta di un acconto dividendo di 0,42 euro per azione”, ha concluso Descalzi.
I CONTI DI ENI
Nel secondo trimestre l’utile operativo adjusted consolidato è più che raddoppiato toccando quota 2.564 milioni: il risultato è tutto merito della divisione esplorazione e produzione, che ha conseguito un utile operativo adjusted di 2.742 milioni, più che triplicato rispetto allo stesso trimestre del 2017, si legge ancora nella nota sui conti Eni. La “solida performance” è dovuta al rafforzamento dello scenario petrolifero (+49% l’incremento del riferimento Brent in dollari) e alla crescita produttiva, attenuati dall’apprezzamento dell’euro sul dollaro (+8% ). Il settore gas and power ha conseguito l’utile operativo di 108 milioni rispetto alla perdita di 146 milioni del secondo trimestre 2017 per effetto di ulteriori azioni sui contratti long-term, della riduzione dei costi di logistica e del buon andamento dei business power e GNL. Il settore raffinazione e chimica ha invece registrato un peggioramento della performance operativa (-81%) a causa dello scenario particolarmente sfavorevole, parzialmente assorbito da iniziative di ottimizzazione e di efficienza e dal migliore tasso di utilizzo degli impianti. Nel complesso il primo semestre 2018 di Eni ha visto un utile operativo adjusted consolidato di 4.944 milioni in aumento del 73% con un incremento in valore assoluto di circa 2,1 miliardi dovuto per 1,4 miliardi all’effetto complessivamente positivo dello scenario e per 0,7 miliardi alla crescita delle produzioni e alle azioni di efficienza e di ottimizzazione.
ESPLORAZIONE E PRODUZIONE 
Risulta in forte crescita la produzione di idrocarburi a 1,86 milioni di boe/giorno (+5,2% nel secondo trimestre, +4,6% nel primo semestre) “sostenuta dai ramp-up dei grandi progetti avviati di recente: Zohr, Noroos, Jangkrik, OCTP, Ochigufu, Nenè fase 2; maggior contributo di Kashagan e di Val d’Agri (fermata nel secondo trimestre 2017) e ingresso in Abu Dhabi”. Tra le principali start-up del periodo Eni ricorda Ochigufu nel Blocco offshore 15/06 in Angola a sostegno del plateau di 150 mila barili/giorno e la fase 2 del giant a gas Bahr Essalam in Libia a soli tre anni dalla FID. Ma anche il rafforzamento della presenza in Norvegia grazie all’accordo di fusione tra la consociata Eni Norge e la società Point Resources, che darà vita a un leader nell’upstream del Paese con 180 mila boe/g di produzione nel 2018; gli importanti progressi nell’avanzamento del Rovuma LNG project in Mozambico, il ramp-up di Zohr in Egitto “attesa crescere a circa 2 bscfd a settembre con l’avvio del quinto impianto”. Sotto il lato esplorazione il Cane a sei zampe ricorda le scoperte di petrolio nel Blocco 15/06 in Angola e in due prospetti nel bacino del Faghur nel permesso South West Meleiha in Egitto e l’assegnazione al 100% del blocco esplorativo offshore di East Ganal in Indonesia. Nel semestre assegnati nuovi permessi in Messico, Libano e Marocco per un totale di 22.000 chilometri quadrati di superficie.
LE PREVISIONI PER FINE ANNO
Per la produzione di idrocarburi è prevista una crescita del 4% nell’anno 2018 rispetto al 2017 con uno scenario di budget di 60 dollari/barile, corrispondente a un livello di circa 1,9 milioni di boe/giorno. “Tale incremento sarà sostenuto dal ramp-up degli avvii 2017 in particolare in Egitto, Indonesia e Ghana, dal maggior contributo dei giacimenti Kashagan, Goliat e Val d’Agri, dagli start-up di nuovi progetti in particolare in Angola, Libia e Ghana, e dal contributo dell’iniziativa negli Emirati Arabi, in parte compensati prevalentemente dai declini delle produzioni mature. Nel settore Gas & Power si prevede un consolidamento della redditività: è stata rivista al rialzo, infatti, la guidance di utile operativo adjusted a circa 400 milioni di euro, nonostante la stagionalità del business che vede il terzo trimestre come il più debole dell’anno. Previste in flessione le vendite gas, “in linea con la riduzione degli impegni contrattuali long-term in acquisto e vendita” e in crescita i volumi contrattati di GNL a fine anno a circa 9 milioni di tonnellate. Confermata, infine, la copertura degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 dollari/barile nel 2018 e la guidance a 7,7 miliardi di euro per il 2018 del Capex.