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Eni, Descalzi: positiva la reattività mostrata nel semestre

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Generazione di cassa di Eni superiore all’esborso per investimenti che non ha intaccato la riserva di liquidità di circa 18 miliardi di euro al 30 giugno

Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2020.

I NUMERI

I risultati consolidati sono stati “penalizzati dall’effetto combinato della recessione economica causata dal COVID-19 che ha ridotto la domanda energetica e dalle condizioni di oversupply di petrolio e gas”, avverte Eni. Ecco i dati: Risultato operativo adjusted: perdita operativa adjusted di 0,43 miliardi di euro nel secondo trimestre (utile operativo adjusted di 2,28 miliardi del periodo di confronto). Primo semestre: utile operativo adjusted di 0,87 miliardi (-81% rispetto al 2019). Al netto dell’effetto scenario di -2,6 miliardi e degli impatti del COVID-19 di -0,3 miliardi, la performance del trimestre è stata positiva per +0,2 miliardi; nel semestre la performance è stata positiva per +0,3 miliardi. Risultato netto adjusted: perdita netta adjusted di 0,71 miliardi nel secondo trimestre e di 0,66 miliardi nel semestre, dovute alla flessione dell’utile operativo a cui si aggiunge l’aumento del tax rate consolidato a causa dello scenario depresso.

Risultato netto: perdita netta di 4,41 miliardi e 7,34 miliardi rispettivamente nel secondo trimestre 2020 e nel primo semestre 2020, determinata dalla rilevazione di svalutazioni pre-tax di attività non correnti di 3,4 miliardi (di cui 2,8 miliardi rilevate nel secondo trimestre) riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi per un valore complessivo post-tax di 3,6 miliardi comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta (3,5 miliardi rilevati nel secondo trimestre).
L’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti ha inciso per 1 miliardo. Flusso di cassa netto da attività operativa adjusted – prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino – pari a 3,26 miliardi nel semestre (-52% vs. corrispondente periodo 2019); 1,31 miliardi nel trimestre (-61%). La flessione del semestre è attribuibile per -3,5 miliardi all’effetto scenario, compresi gli effetti sui dividendi delle partecipate, per -0,6 miliardi agli impatti COVID-19 e per -0,3 miliardi al fair value dei derivati, mentre la performance è stata positiva per +0,8 miliardi.

Generazione di cassa operativa: circa 2,4 miliardi nel semestre (-64%); 1,4 miliardi nel trimestre (-69%). Investimenti netti: 2,86 miliardi nel semestre, ridotti del 24% grazie al piano di revisione dell’attività realizzato da marzo, finanziati interamente dal flusso di cassa adjusted. Indebitamento finanziario netto: 19,97 miliardi (14,33 miliardi ante lease liability – IFRS 16) in aumento di 2,85 miliardi rispetto al 31 dicembre 2019. Leverage: 0,37 escludendo l’applicazione dell’IFRS 16, in aumento rispetto al 31 dicembre 2019 (0,24) e al 31 marzo 2020 (0,28). Includendo gli effetti dello IFRS 16: leverage a 0,51.

DESCALZI: ESTREMAMENTE POSITIVA LA REATTIVITÀ MOSTRATA DA ENI NEL SEMESTRE

Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato: “Considero estremamente positiva la reattività mostrata da Eni nel semestre probabilmente più difficile che l’industria oil&gas abbia dovuto superare nella sua storia. I prezzi sono crollati insieme alla domanda per effetto della crisi sanitaria e delle tensioni geopolitiche. Solo un intervento straordinario dell’OPEC+ ha consentito di riportare un minimo di stabilità nel mercato, mentre la difficile uscita dalla pandemia mostra ancora elevati elementi di incertezza. In questo contesto Eni ha prontamente reagito rivedendo i suoi piani industriali nel 2020 e 2021 con l’intento di preservare la sua solidità patrimoniale. In particolare sono state identificate azioni di contenimento dei costi di funzionamento 2020 per 1,4 miliardi di euro senza compromettere l’attuale occupazione, mentre gli investimenti sono stati ridotti di 2,6 miliardi di euro principalmente nel business Upstream che risulta il più colpito dagli effetti della crisi. I business del gas, del retail e della bio-raffinazione hanno al contrario dimostrato una grande robustezza, facendo registrare risultati migliori di quelli 2019 nonostante gli effetti della pandemia e trainando i risultati consolidati al di sopra delle aspettative di mercato. Tutto ciò ci ha consentito di mantenere una generazione di cassa superiore all’esborso per investimenti e di non intaccare la riserva di liquidità di circa 18 miliardi di euro al 30 giugno”.

LA PRODUZIONE

Produzione d’idrocarburi: 1,71 milioni di boe/giorno nel trimestre, -6,6% rispetto al periodo di confronto (1,74 milioni di boe/giorno nel semestre, -5,1%). “Al netto dell’effetto prezzo, la variazione è spiegata dagli effetti del COVID-19 e dai correlati tagli produttivi dell’OPEC+ e riduzione della domanda gas (principalmente Egitto). La positiva performance registrata in Nigeria, Kazakhstan e Messico e i contributi del portafoglio (Norvegia) hanno più che compensato la minore spettanza in Libia dovuta agli effetti di un fattore contrattuale, cause di forza maggiore e minori attribuzioni in rapporto alla minore spesa”, ha spiegato Eni.

CLIENTI RETAIL

Portafoglio clienti retail in crescita +135 mila nuovi punti di fornitura rispetto alla fine del 2019 (+1,4%) per sviluppo attività in Italia e all’estero, nonostante l’impatto della pandemia. Utile operativo adjustedG&P: 0,22 miliardi nel trimestre, quintuplicato rispetto al trimestre 2019; 0,65 miliardi nel semestre, +72% rispetto al semestre 2019. “L’incremento è dovuto all’ottima performance del business wholesale che ha beneficiato delle azioni di ottimizzazione del portafoglio degli asset gas e power in un mercato volatile. Solidi e in crescita i risultati del business retail, nonostante le minori vendite stagionali e gli impatti del COVID-19 sulla domanda e sul rischio controparte”, ha sottolineato l’azienda.

SOSTENIBILITÀ

Programma di espansione della capacità di generazione di energia rinnovabile: al 30 giugno 2020 la capacità installata è pari a 251 MW (+77 MW rispetto al 31 dicembre 2019). Emissioni totali GHG dirette(Scope 1) in calo nel semestre da 20,86 milioni tCO2 eq. a 18,86 milioni tCO2 eq.

OUTLOOK 2020

Si assume, in linea con i segnali positivi registrati a giugno/luglio, la graduale ripresa dei consumi globali di olio, gas ed energia elettrica, in particolare nei mercati di presenza, a partire dal secondo semestre dell’anno. Atteso un rimbalzo della domanda energetica nel 2021. Valutati i possibili effetti strutturali della pandemia COVID-19 sulla domanda di idrocarburi, Eni ha rivisto le assunzioni di prezzo degli idrocarburi a lungo termine, riducendo la previsione relativa al petrolio di riferimento Brent a 60 $/barile in termini reali 2023 rispetto ai precedenti 70 $/barile (2021 e 2022 rispettivamente 48 e 55 $/barile vs. precedenti 55 e 70 $/barile). La previsione del prezzo del gas al PSV Italia è stata ridotta nel lungo termine del 30%. I margini di raffinazione sono stati rivisti in riduzione a breve termine.

Eni ha prontamente rivisto i piani industriali per adattare il business allo scenario di crisi dovuto alla pandemia COVID-19, mettendo in campo un insieme di azioni e di iniziative finalizzate a rafforzare la liquidità e la struttura patrimoniale, difendere la redditività e aumentare la resilienza allo scenario senza pregiudicare la capacità dell’azienda di tornare a crescere non appena le condizioni macro lo consentiranno, accelerando al tempo stesso l’evoluzione del business in chiave low carbon. Data l’elevata volatilità dello scenario e la discontinuità in atto nelle economie mondiali, viene fornita per il 2020 un’analisi di sensitività del flusso di cassa adjusted a variazioni dei prezzi delle commodity.

La revisione dei piani e delle strategie aziendali a breve/medio termine prevede: Riduzione dei capex 2020 di circa 2,6 miliardi, pari a circa il 35% del budget originario; nuova guidance per l’anno pari a 5,2 miliardi. Per il 2021 programmati ulteriori 2,4 miliardi di tagli, pari al 30% di quanto originariamente previsto per lo stesso anno a piano. Manovra capex concentrata quasi interamente nell’upstream.

Produzione 2020 attesa a 1,71-1,76 mboe/g compresi i tagli OPEC+, in linea con quanto precedentemente comunicato, sulla base dei tagli capex in risposta alla crisi del COVID-19, riduzione domanda gas mondiale (anch’essa in parte collegata alla pandemia) ed estensione della forza maggiore in Libia per tutto il 2020.
Implementazione di un programma di ottimizzazione costi con risparmi attesi nel 2020 di circa €1,4 miliardi; analogo ammontare previsto per il 2021. Allo scenario 2020 di 40 $/barile previsto un flusso di cassa ante variazioni del working capital adjusted di 6,5 miliardi, in grado di finanziare i capex previsti per il 2020. Rispetto alla stima iniziale di 11,5 miliardi allo scenario di 60 $/barile, la flessione dei prezzi degli idrocarburi incide per circa -€4,5 miliardi e gli impatti del COVID-19 per circa -1,7 miliardi, attenuati dai cost saving e performance per 1,2 miliardi.
Analisi di sensitività: stimata una variazione del flusso di cassa di circa 170 milioni per 1 $/barile di variazione del prezzo del petrolio Brent e di proporzionali variazioni dei prezzi del gas, applicabile per scostamenti di 5-10 $/barile rispetto allo scenario considerato, prima di ulteriori azioni correttive da parte del management ed esclude gli effetti sul flusso di dividendi da partecipazioni.

Utile operativo adjusted 2020 mid-downstream (G&P, R&M con ADNOC pro-forma e Versalis): 0,8 miliardi.
Liquidità: Eni ben posizionata per superare l’attuale downturn del mercato grazie alla resilienza del portafoglio di asset oil&gas a contenuto break-even ed alla solida situazione patrimoniale. Al 30 giugno 2020, la Società dispone di una riserva di liquidità di circa 17,7 miliardi di cui €6,5 miliardi di attivi di tesoreria, 6 miliardi investiti in attività liquide, 0,5 miliardi di crediti finanziari a breve e 4,7 miliardi di linee di credito committed.

PROSEGUONO LE AZIONI DI CONTRASTO AGLI EFFETTI DELLA PANDEMIA DI COVID-19 E ALLA CONSEGUENTE VOLATILITÀ DEI MERCATI

Aggiornata la strategia del breve e medio termine di Eni per via del Covid-19. Eni, al fine di fronteggiare gli effetti della pandemia di Covid-19 sul settore energetico in termini di elevata volatilità dei mercati e contrazione dei prezzi delle commodity, ha aggiornato la propria strategia del breve e medio termine ed elaborato una nuova politica di remunerazione degli azionisti.

L’Amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, ha commentato: “Nel periodo che definisco il peggiore nella storia dell’industria Oil&Gas, colpita dagli effetti della pandemia e della “guerra dei prezzi”, la reazione di Eni è stata pronta e radicale. Abbiamo predisposto una revisione della nostra strategia di breve/medio termine riducendo di 8 miliardi di euro gli esborsi per costi ed investimenti nel biennio 2020-21 che ci aspettiamo sarà il più critico. Ciò comporterà una variazione del profilo di crescita della produzione upstream, mentre gli obiettivi già fissati per gli altri business, che stanno dando prova di grande resilienza, potranno essere rilanciati grazie all’allocazione di risorse aggiuntive. Completata la revisione della strategia abbiamo quindi ridefinito la nostra remuneration policyper adattarla all’attuale scenario, atteso volatile e con prezzi inferiori al precedente. La policy è innovativa, perché combina una componente base progressiva parametrata a un Brent di almeno 45 $/barile a una componente variabile commisurata alla crescita del prezzo fino a 60 $/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy back. Il dividendo non sarà più un numero fisso in un mondo sempre più soggetto a una elevata variabilità, ma sarà funzione dello scenario e dello sviluppo industriale del gruppo che vuole continuare a crescere offrendo un rendimento ogni anno competitivo ai propri azionisti”.

Rilancio del piano di attività

Nel corso dei mesi di marzo e aprile Eni ha provveduto ad una prima revisione delle attività programmate per gli anni 2020 e 2021 individuando azioni che, pur mantenendo i più elevati standard di sicurezza, permetteranno di contenere la spesa per investimenti e costi. La revisione è successivamente proseguita, consentendo di individuare interventi ancor più incisivi di razionalizzazione e contenimento degli esborsi di cassa. In particolare, per il 2020 sono state individuate azioni complessive di ottimizzazione di investimenti e di costi rispettivamente per 2,6 miliardi di euro e 1,4 miliardi di euro, con una riduzione ulteriore di 300 milioni di euro per gli investimenti e di 800 milioni di euro per i costi rispetto a quanto comunicato in precedenza. Per il 2021 sono state identificate azioni per complessivi 3,8 miliardi di euro, di cui 1,4 miliardi di euro per minori costi e 2,4 miliardi di minori investimenti, in incremento rispetto ai 2.5-3 miliardi di soli minori investimenti precedentemente comunicati.

Il 25-30% dei minori costi identificati nei due anni avranno natura strutturale.Aggiornamento della strategiaLa revisione delle attività per gli anni 2020 e 2021, finalizzata al mantenimento di una solida struttura patrimoniale in presenza di uno scenario prezzi depresso ed instabile, ha comportato la riprogrammazione di alcune delle attività previste nel piano approvato lo scorso febbraio dal Consiglio di Amministrazione.

Le produzioni di olio e gas sono ora previste raggiungere all’incirca i 2 milioni di barili equivalenti al giorno al 2023, arrivando poi a toccare il picco al 2025 con circa 2,05 –2,10 milioni di barili equivalenti al giorno. Sono al contrario confermati tutti gli altri obiettivi al 2023 riferiti ai business di transizione energetica. In particolare la capacità installata di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili è prevista raggiungere i 3 GW, mentre i clienti retail gas & power sono attesi raggiungere i 10,5 milioni. La manovra di investimenti complessiva nel quadriennio 2020-2023 si attesta a 27 miliardi di euro, in riduzione di 4,7 miliardi di euro rispetto al Piano originariamente approvato per effetto delle azioni decise per gli anni 2020-2021 nel business Upstream. Ai business di transizione, ed in particolare a progetti per bio-raffinerie, generazione rinnovabile e crescita clienti retail, sono stati viceversa allocati fondi incrementali per 800 milioni di euro suddivisi sugli anni 2022-2023.

L’incremento dei target di crescita per questi business a seguito di questa maggiore allocazione di risorse sarà comunicata entro la data della prossima strategy presentation. Come conseguenza di queste revisioni, gli investimenti “green” rappresenteranno il 17% della spesa complessiva nel quadriennio (12% nel precedente piano approvato), raggiungendo il 26% del totale investimenti nell’anno 2023.Si ricorda che lo scorso 4 giugno è stata annunciata la costituzione in Eni SpA di due Direzioni Generali. La Direzione Natural Resources valorizzerà in ottica sostenibile il portafoglio upstream oil & gas, curando anche le attività di efficienza energetica e i progetti di cattura della CO2. La Direzione Energy Evolution curerà l’evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green. Questo nuovo assetto organizzativo rappresenta un passo fondamentale per la realizzazione della strategia

Infine, lo scorso 6 luglio Eni ha adottato un nuovo scenario che prevede un prezzo Brent di 60 $/barile in termini reali 2023 rispetto all’assunzione precedente di 70 $/barile. Per gli anni 2020, 2021 e 2022 il prezzo è previsto rispettivamente a 40, 48 e 55 $/barile (in precedenza 45, 55 e 70 $/barile).La nuova politica di remunerazione degli azionistiA fronte del mutato contesto, della sua elevata volatilità e delle azioni messe in atto per fronteggiarne gli effetti, Eni rivede la politica di remunerazione degli azionisti al fine di dare loro la massima visibilità sulla distribuzione di dividendi e piani di buy back futuri. La nuova politica di remunerazione, valida per prezzi Brent annui uguali o superiori a 45 $/barile, prevede: un dividendo annuo composto da un valore basefissato ora a 0,36 euro per azione, commisurato ad una media annua del Brent pari ad almeno 45 $/barile, ed una componente variabile crescente al crescere del prezzo Brent;la riattivazione di un piano di buy back da 400 milioni di euro annui per scenari Brent da 61 a 65 $/barile e da 800 milioni di euro annui per scenari superiori a 65 $/barile.
Il valore base del dividendo crescerà in funzione del grado di realizzazione della strategia di crescita del Gruppo e sarà rivalutato ogni anno.La componente variabile del dividendo è quantificata in funzione della media Brent attesa per ciascun anno ed è calcolata come percentuale crescente, tra il 30% e il 45%, del free cash flow incrementale generato dallo scenario (+900 milioni di euro ogni +5 $/barile del Brent) per prezzi Brent superiori ai 45 $/barile e fino a 60$/barile.Il dividendo basedi 0,36 euro per azione sarà assicurato anche nel 2020 nonostante la previsione ad oggi di un Brent medio annuo di 40 $/barile, e sarà versato per 1/3 con l’acconto di settembre 2020 e 2/3 con il saldo di maggio 2021. Per gli anni successivi, in caso di uno scenario annuo Brent assunto inferiore a 45 $/barile, si valuteranno le azioni sul dividendo base in funzione dell’ampiezza della riduzione del prezzo e della sua durata prevista.

Dal 2021 il dividendo base sarà pagato 50% come acconto e 50% come saldo, mentre la componente variabile crescente sarà integralmente pagata insieme all’acconto nell’anno in cui si realizzino le condizioni per la sua distribuzione, anche se anticipate rispetto a quanto previsto dallo scenario Eni. Se applicata allo scenario Brent adottato da Eni, e senza assumere per il momento alcun incremento del valore del dividendo base, la nuova politica di remunerazione comporta per cassa la distribuzione di un dividendo di 0,55, 0,47, 0,56 e 0,70 euro per azione negli anni dal 2020 al 2023. Un buy back per valori di 400 e 800 milioni di euro per anno sarà eseguito integralmente in anni con prezzi Brent previsti compresi rispettivamente tra 61 a 65 $/barile e superiori a 65 $/barile, rappresentando un ulteriore elemento di crescita progressiva della politica di remunerazione