Le ha illustrate l’amministratore delegato di Eni Claudio Descalzi presentando il piano dell’azienda a San Donato Milanese
Negli ultimi cinque anni il modello di business si è concentrato sulla riduzione del debito, la diversificazione delle fonti e l’aumento della produzione. In un contesto di decarbonizzazione considerata una “priorità strategica”. Ora si punta a creare valore per gli azionisti e a un programma quadriennale di buyback da 400 milioni di euro. È quanto prevede il Piano strategico di Eni presentato dall’azienda a San Donato Milanese.
DESCALZI: RAFFORZEREMO E DIVERSIFICHEREMO ULTERIORMENTE IL NOSTRO PORTAFOGLIO IN BACINI A BASSO COSTO MA AD ALTO POTENZIALE
“Nel corso degli ultimi cinque anni abbiamo messo in atto una strategia di trasformazione ideata con lo scopo di rafforzare il nostro modello di business riducendo drasticamente il debito, aumentando la produzione e trovando nuovi modi per differenziare la nostra compagnia – ha commentato l’amministratore delegato di Eni Claudio Descalzi -. Abbiamo costruito una nuova Eni fondata sull’efficienza, l’integrazione e l’impiego di nuove tecnologie. Rafforzeremo e diversificheremo ulteriormente il nostro portafoglio in bacini a basso costo ma ad alto potenziale, continueremo a perseguire ulteriori opportunità lungo la catena del valore, e cresceremo nelle rinnovabili e nei biocarburanti facendo di Eni una società più profittevole. La decarbonizzazione è una priorità strategica per il nostro Consiglio di Amministrazione. Siamo fortemente impegnati a lavorare per un futuro a basse emissioni e oggi stiamo fissando un nuovo obiettivo, vale a dire raggiungere la neutralità carbonica nel settore upstream entro il 2030. Creare valore per gli azionisti rimane la nostra principale priorità, e per questo abbiamo deciso di annunciare l’aumento del dividendo 2019 del 3,6% a 0,86 euro per azione, in linea con la nostra politica di remunerazione progressiva-ha aggiunto -. Inoltre, daremo il via a un programma quadriennale di buyback che prevede, nel 2019, un ammontare di 400 milioni di euro, mentre per i tre anni successivi, assumendo un leverage stabilmente inferiore al 20%, un ammontare annuale di 400 milioni di euro in uno scenario di Brent a 60-65 dollari, oppure 800 milioni di euro con un prezzo del Brent superiore a 65 dollari al barile”.
UPSTREAM: SI PUNTA A 2,5 MILIARDI DI BARILI DI OLIO EQUIVALENTE DI NUOVE RISORSE
“Nell’upstream continueremo a crescere in modo organico. Grazie alla grande quantità di nuovi permessi in bacini ad alto potenziale, puntiamo a realizzare 2,5 miliardi di barili di nuove risorse perforando 140 pozzi esplorativi nei quattro anni. La produzione crescerà, nel periodo di Piano e oltre, del 3,5% su base annua, grazie all’avvio e al ramp-up dei nuovi progetti e ai numerosi FID che verranno approvati nel prossimo futuro, pari a circa 3 miliardi di barili di olio equivalente di riserve. Continueremo a mantenere una forte disciplina sugli investimenti e ci aspettiamo che i nostri nuovi progetti di sviluppo raggiungeranno il breakeven a un prezzo del greggio di 25 dollari al barile”, ha sottolineato Descalzi. Nell’esplorazione, driver fondamentale della crescita di valore per l’azienda, Eni prevede di spendere nel periodo 2019-2022 circa €3,5 miliardi con l’obiettivo di scoprire 2,5 miliardi di barili di nuove risorse a un costo unitario inferiore a $2 perforando circa 40 pozzi all’anno in un’estensione totale di oltre 460.000 km2. La produzione di idrocarburi è prevista in crescita del 3,5% all’anno nel periodo 2019-2022, grazie al ramp-up e all’avvio di nuovi progetti che contribuiranno per circa 660.000 barili di olio equivalente al giorno nel 2022 e alle attività di espansione dei campi esistenti che contribuiranno per circa 290.000 barili di olio equivalente al giorno entro il 2022. Nel periodo del Piano saranno realizzati 18 importanti avvii di produzione. Eni, inoltre, sarà operatore di circa il 77% della produzione complessiva. La crescita della produzione di idrocarburi sarà sostenuta dal potenziale delle nuove aree, che contribuiranno alla diversificazione geografica di Eni: Medio Oriente, con le sue numerose opportunità sia in termini di velocità di messa in produzione, sia di potenziali risorse; Norvegia, grazie alla creazione di Vår Energi che rappresenta una solida piattaforma di produzione di lungo periodo; Messico, dove la produzione nell’Area1 sarà avviata nel corso del 2019, con un fast-track di sviluppo tra i più alti dell’industria petrolifera mondiale. Queste tre aree daranno un contributo di circa 260.000 barili di olio equivalente al giorno entro il 2022. Il successo della strategia di esplorazione e l’ampio portafoglio di nuovi progetti convenzionali, insieme con una rigorosa disciplina finanziaria, consentiranno di generare un free cash flow cumulato di €22 miliardi nel periodo 2019-2022.
IL GAS & POWER: CONSOLIDARE IL MODELLO INTEGRATO
Il Gas & Power crescerà grazie al consolidamento del suo modello integrato e ottimizzato, attraverso le seguenti azioni: Aumento delle sinergie con tutti i business e una più profonda integrazione con le attività upstream valorizzando la quota di gas equity; Sviluppo accelerato del portafoglio GNL che raggiungerà i 14 milioni di tonnellate per anno di volumi contrattualizzati nel 2022 e 16 milioni entro il 2025; Crescita nel settore retail in Europa, che prevede il raggiungimento di circa 12 milioni di clienti al 2022, in aumento di circa il 26% rispetto al 2018. Queste azioni consentiranno al business di continuare a crescere nel futuro, conseguendo un EBIT di €700 milioni nel 2022, di cui il 70% proveniente dal settore retail. Il Free Cash Flow cumulato del quadriennio sarà pari €2,3 miliardi di euro.
MID-DOWNSTREAM: L’OBIETTIVO È UN EBIT DA 2 MILIARDI DI EURO
“Entro la fine del Piano, ci aspettiamo che l’utile operativo per il Middownstream salirà a 2 miliardi di euro, più del doppio rispetto ai livelli del 2018 – ha evidenziato il manager -. Grazie all’acquisizione del 20% della raffineria di Ruwais negli Emirati Arabi Uniti, un impianto top-class a livello mondiale, abbiamo rafforzato il nostro business della raffinazione. Questa acquisizione ci ha consentito di aumentare la nostra capacità globale di raffinazione del 35%, e del 40% nel 2023, portando il breakeven del margine di raffinazione a 1,5 dollari al barile. Il GNL giocherà un ruolo cruciale nella nostra crescita futura e ci aspettiamo di raggiungere 14 milioni di tonnellate all’anno (MTPA) di volumi contrattualizzati entro il 2022 e 16 MTPA entro il 2025, segnando un aumento rispetto alle indicazioni del piano precedente. Nella Chimica, contiamo di rafforzare il business e di essere maggiormente resilienti facendo leva sulla differenziazione del portafoglio per aumentare i nostri margini”.
ENERGY SOLUTION: IMPEGNATI A FAR CRESCERE BUSINESS RINNOVABILI
“Siamo impegnati a far crescere il nostro business delle rinnovabili in modo organico nel periodo del Piano. Il nostro portafoglio di rinnovabili è ben diversificato, sia dal punto di vista geografico sia da quello delle tecnologie utilizzate. In futuro, siamo intenzionati ad aumentare la nostra esposizione nel settore dello stoccaggio di energia. In Italia, espanderemo ulteriormente il ‘Progetto Italia’, che prevede la conversione delle aree industriali bonificate in aree per la produzione di energia da fonti rinnovabili”, ha evidenziato Descalzi.
DECARBONIZZAZIONE: L’OBIETTIVO È QUELLO DI ELIMINARE LE EMISSIONI NETTE DELL’UPSTREAM ENTRO IL 2030
“La decarbonizzazione è strutturalmente presente in tutta la nostra strategia ed è parte preponderante delle nostre ambizioni per il futuro – ha proseguito il manager -. Affrontare la doppia sfida da un lato di soddisfare i crescenti bisogni di energia, dall’altro di ridurre le emissioni in linea con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi, rappresenta una priorità strategica per il nostro CdA. Come primo passo, il nostro obiettivo è quello di eliminare le emissioni nette dell’upstream entro il 2030. Riusciremo a raggiungere questo obiettivo aumentando l’efficienza operativa, riducendo quindi al minimo le emissionidirette di CO2 del business e compensando le emissioni residuali con vasti progetti di forestazione. Facendo leva sulla nostra dimensione, porteremo benefici concreti alle comunità locali grazie alle iniziative di forestazione diretta, che comprenderanno anche la creazione di nuovi posti di lavoro. Inoltre, utilizzeremo un approccio circolare per massimizzare l’uso dei rifiuti come materie prime e allungare la vita dei siti industriali. Un ruolo chiave in questo processo verso un modello più sostenibile sarà giocato dall’impiego di nuove tecnologie”. Al fine di rafforzare il processo di decarbonizzazione della società, Eni prevede di investire circa 3 miliardi che verranno impiegati principalmente per progetti di efficienza energetica, abbattimento del flaring, economia circolare e fonti rinnovabili. Il programma di investimenti di Eni è di alto valore e resiliente anche in uno scenario
difficile. L’attuale portafoglio di progetti upstream in esecuzione è più profittevole di prima, con una riduzione del prezzo di breakeven a $25 al barile e un IRR totale di circa il 22%. Inoltre, il portafoglio di progetti di Eni rimane competitivo e con rendimenti stabili anche in presenza di scenari low carbon.
STRATEGIA FINANZIARIA: SI PUNTA A MIGLIORARE ULTERIORMENTE LA CASH NEUTRALITY PREVISTA A 50 DOLLARI AL BARILE A FINE PIANO
“Abbiamo significativamente migliorato il nostro portafoglio così come dimostrato dai risultati 2018. Nei prossimi quattro anni continueremo a perseguire il nostro modello distintivo di crescita sostenibile combinata ad una rigorosa disciplina finanziaria migliorando ulteriormente la nostra cash neutrality prevista a 50 dollari al barile a fine Piano. Questi risultati sostengono la nostra politica di remunerazione progressiva agli azionisti, che prevede per il 2019 un dividendo in crescita del 3,6% a0,86 euro per azione. Inoltre, avvieremo un programma di buy-back per un ammontare di 400 milioni di euro nel 2019, mentre per gli anni successivi, assumendo un leverage stabilmente inferiore al 20%, per un ammontare di 400 milioni di euro con uno scenario Brent a 60-65 dollari, o di 800 milioni di euro con uno scenario di Brent maggiore di 65dollari al barile”, ha concluso Descalzi.