Descalzi: riportare il dividendo 2021 al livello pre-COVID di 0,86 per azione, ed avviare un programma di buy-back da 400 milioni di euro obiettivi prossimi mesi
“Nel secondo trimestre del 2021, Eni ha conseguito risultati eccellenti superando il consensus di mercato di tutti i business e confermando il progressivo trend di recupero già in atto da tre trimestri. In un contesto economico più favorevole e uno scenario energetico con fondamentali migliorati, il Gruppo ha registrato 2 miliardi di EBIT e 0,93 miliardi di utile netto, con un incremento di +1,6 miliardi rispetto al secondo trimestre 2020. Il risultato è stato trainato dalla robusta performance di EP che ha conseguito un EBIT di 1,84 miliardi, in aumento di +2,6 miliardi rispetto allo scorso anno”. È il commento dell’ad di Eni Claudio Descalzi nella nota che accompagna i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2021 che ieri il cda dell’azienda ha approvato sotto la presidenza di Lucia Calvosa.
Secondo Descalzi si è registrato un “solido l’andamento di Eni gas e luce e Rinnovabili con un EBIT di 70 milioni, in crescita di circa 50 milioni rispetto al secondo trimestre 2020 grazie alla espansione della base clienti e dei nuovi servizi a valore aggiunto. Nelle rinnovabili abbiamo ampiamente superato il nostro target al 2021 raggiungendo i 2 GW di potenza installata e in costruzione. La Chimica ha conseguito i migliori risultati di sempre, con un EBIT di circa 200 milioni in crescita di +270 milioni. La performance del business e la selettività negli investimenti ci hanno consentito di generare nel primo semestre 2021 un rilevante free cash flow di 1,82 miliardi dopo il finanziamento degli investimenti organici. I risultati finora conseguiti, i progressi nell’implementazione della nostra strategia e le previsioni sulla gestione ci consentono, allo scenario di riferimento Brent di 65 dollari/bbl, di riportare il dividendo 2021 al livello pre-COVID di 0,86 per azione, ed avviare un programma di buy-back da 400 milioni di euro per i prossimi sei mesi. Come annunciato al mercato, il 50% del dividendo sarà distribuito a settembre.”
RISULTATI SECONDO TRIMESTRE 2021
Il secondo trimestre 2021, sottolinea la nota Eni, vede un rafforzamento di tutte le commodities: il Brent è cresciuto da 61 dollari/bbl nel primo trimestre a 69 dollari/bbl; i prezzi del gas in Europa sono saliti di circa il 30-35% (rispettivamente per il riferimento spot italiano PSV e quello continentale “TTF”); per il settore della chimica lo spread polietilene-etilene ha raggiunto quasi 800 dollari/ton (da 550 dollari/ton) massimo valore dal 2015. D’altra parte, lo scenario di raffinazione nell’area Europa/Mediterraneo rimane depresso con valori del benchmark SERM ai minimi storici (-0,4 dollari/bbl in media nel secondo trimestre) per il perdurare degli effetti della pandemia, il forte incremento del costo del greggio (prolungamento tagli OPEC+) e la contestuale debolezza della domanda dei prodotti, in particolare distillati medi. Inoltre, per quanto riguarda il mercato del gas, il differenziale tra il prezzo spot Italia “PSV” e i prezzi spot agli hub nord europei (TTF) si riduce a 1 dollari/mgl mc nel secondo trimestre da 3 €/mgl mc nel primo trimestre 2021 e 18 dollari/mgl mc nel secondo trimestre 2020”, evidenzia ancora la nota.
Come anticipato da Descalzi l’EBIT adjusted di Gruppo risulta in forte recupero: “2 miliardi nel secondo trimestre rispetto alla perdita di 0,4 miliardi dello stesso periodo 2020 (3,4 miliardi nel primo semestre con un incremento di 2,5 miliardi). Il risultato di Gruppo rispetto al 2020 è stato trainato da: robusta performance della EP che registra un EBIT di 1,84 miliardi in aumento di 2,6 miliardi grazie alla ripresa dello scenario energetico e ai minori costi, nonostante 132 mila boe/giorno di minore produzione impattata principalmente dalle manutenzioni. Il risultato ha inoltre beneficiato di negoziazioni contrattuali con effetto retroattivo; miglior risultato storico della Chimica che registra un EBIT di 202 milioni, in aumento di 268 milioni, per effetto della ripresa economica, del miglioramento dei margini dei prodotti e, in tale contesto, della performance di produzione che ha consentito di cogliere il rimbalzo della domanda, nonché del contributo della chimica verde”. Ma anche “solidi risultati del business Eni gas e luce Renewables con EBIT di 71 milioni, in aumento di 48 milioni, per efficacia dell’azione commerciale, crescita base clienti e migliori margini”.
L’Utile netto adjusted ai livelli pre-COVID ha registrato 0,93 miliardi nel trimestre e 1,20 miliardi nel semestre in netto miglioramento rispetto alla perdita del 2020, con una variazione rispettivamente di +1,6 e +1,9 miliardi, per effetto della migliore performance operativa e della normalizzazione del tax rate (58% nel semestre) dovuta al miglioramento dello scenario upstream e alle migliori previsioni reddituali delle attività green in Italia.
Flusso di cassa operativo (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo) robusto: 2,80 miliardi nel secondo trimestre a fronte di capex netti pari a 1,52 miliardi. Nel primo semestre realizzato un flusso di cassa di 4,76 miliardi che ha finanziato capex netti di €2,91, invariati vs. il periodo di confronto, con un free cash flow ante circolante di 1,82 miliardi.
Il portafoglio ha visto esborsi netti di circa 0,87 miliardi, che includono il debito acquisito, interamente dedicati all’accelerazione della crescita del portafoglio rinnovabili mentre l’indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 risulta in forte riduzione:€10 miliardi, -1,5 miliardi vs. 31 dicembre 2020. Leverage in riduzione a 0,25 vs. 0,31 a fine 2020.
Per quanto riguarda le previsioni 2021 è previsto un cash flow operativo ante working capital superiore a 10 miliardi assumendo 65 dollari/bbl di Brent e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo. La produzione di idrocarburi 2021 è confermata a circa 1,7 milioni di boe/giorno. Produzione nel terzo trimestre attesa a 1,68 milioni di boe/giorno. La capacità rinnovabile installata e in costruzione in forte crescita con target a fine anno pari a 2 GW, in significativo aumento rispetto alla precedente previsione di circa 1 GW. Grazie anche alle recenti acquisizioni, si stima che la capacità installata passi dal target iniziale di 0,7 GW a 1,2 GW a fine 2021.
“Tutte le altre previsioni sull’anno rimangono confermate”, avverte Eni in particolare “spending organico per investimenti di circa 6 miliardi, di cui circa 4,5 miliardi nell’EP; target esplorativo annuale di circa 500 milioni di barili di scoperte” GGP con un utile operativo adjusted “quasi a breakeven, nonostante il peggioramento dello scenario” e un free cash flow 2021 atteso a circa 200 milioni. Eni gas e luce e Renewables dovrebbe registrare un “utile operativo adjusted a 350 milioni, cash flow operativo di circa 400 milioni”, il Downstream un utile operativo pro-forma a circa 400 milioni. “La maggior parte del risultato è portato dalla Chimica la cui performance è prevista compensare i risultati della RM con margini di raffinazione debolmente negativi”. Infine il leverage 2021 atteso minore di 0,3, assumendo un Brent di 65 dollari/bbl e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo”.
EXPLORATION & PRODUCTION
Dal punto di vista della produzione d’idrocarburi del secondo trimestre, questi ultimi hanno raggiunto 1,6 milioni di boe/giorno, in flessione del 5% rispetto al periodo di confronto a parità di prezzo (1,65 milioni nel semestre; -6%). La variazione è dovuta “a maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e UK, che nel trimestre di confronto fu differita, nonché per minore attività in Nigeria e per il declino dei campi maturi”. Ma si registra una “forte crescita in Egitto trainata da Zohr e in Indonesia con lo start-up di Merakes”.
Nel primo semestre sono state scoperte risorse esplorative di 320 milioni di boe, oltre il 60% del target annuale, con ridotto time-to-market grazie alla strategia focalizzata su aree prossime alle infrastrutture (“infrastructure-led exploration”).
“Nel secondo trimestre la produzione di idrocarburi pari a 1,597 milioni di boe/giorno (1,650 nel primo semestre, -6%) è diminuita dell’8% rispetto al periodo di confronto, che si ridetermina in -5% a parità di prezzo (-6% nel semestre). La flessione è dovuta ai maggiori interventi manutentivi in Norvegia, Italia e Regno Unito che nel periodo di confronto furono differiti, alla minore attività in Nigeria e al declino di giacimenti maturi. La forte crescita in Egitto guidata dal giacimento Zohr e sostenuta dalla ripresa internazionale della domanda gas e dal riavvio dell’impianto di liquefazione di Damietta, nonché lo start-up di Merakes in Indonesia hanno in parte compensato tali riduzioni”, ha sottolineato Eni.
La produzione di petrolio è stata di 779 mila barili/giorno, -9% rispetto al secondo trimestre 2020 (797 mila barili/giorno nel primo semestre, -9% rispetto il periodo di confronto). La riduzione dovuta a maggiori manutenzioni, all’effetto prezzo, alla riduzione in Nigeria nonché al declino di giacimenti maturi è stata parzialmente compensata dalla crescita produttiva in Egitto.
La produzione di gas naturale è stata di 123 milioni di metri cubi/giorno nel secondo trimestre, -7% rispetto al corrispondente periodo del 2020 (128 milioni di metri cubi/giorno nel primo semestre, -4%). La minore produzione dovuta all’attività di manutenzione, declini naturali e riduzione in Nigeria è stata parzialmente compensata dalla robusta ripresa della domanda di gas in alcuni mercati regionali (in particolare in Egitto) e dalla crescita in Indonesia per avvio di Merakes, si legge nella nota Eni.
Nel secondo trimestre 2021 le vendite di gas naturale di 16,95 miliardi di metri cubi sono aumentate del 22% rispetto allo stesso periodo 2020 principalmente per i maggiori volumi commercializzati nei mercati esteri (Turchia e Francia) grazie alla ripresa economica e alla crescita dei volumi di GNL commercializzati in particolare da Damietta. Nel primo semestre le vendite sono pari a 34,43 miliardi di metri cubi con un incremento del 13% confermando gli stessi driver del trimestre.