Il manager Eni: Abbiamo concluso importanti accordi con Algeria, Egitto e Congo, e un altro ancora in Angola, che rafforzano ulteriormente le attività congiunte con le società di stato locali con l’obiettivo di promuovere maggiori flussi di export di gas naturale a beneficio dell’Italia e dell’Europa
Con un utile netto adjusted del primo trimestre 2022 a 3,27 miliardi – in crescita di 3 miliardi rispetto al primo trimestre 2021, sostenuto dai maggiori risultati delle partecipazioni valutate all’equity e dalla riduzione del tax rate dovuta a un migliore mix geografico e dall’effetto prezzo nella E&P, e dai contributi positivi di GGP e di R&M ai risultati consolidati – Eni ha diffuso i dati relativi al primo trimestre del 2022.
I NUMERI DELLA TRIMESTRALE
L’azienda ha registrato buone performance con EBIT adjusted consolidato del primo trimestre a quota 5,19 miliardi, in crescita del 300% rispetto al primo trimestre 2021, un Flusso di cassa netto adjusted ante working capital al costo di rimpiazzo di 5,61 miliardi “sostenuto dalla solida performance dei business core (+186% rispetto al primo trimestre 2021)” e un indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 al 31 marzo 2022 di 8,62 miliardi a cui consegue un leverage che “continua a rafforzarsi con un valore di 0,18 vs 0,20 al 31 dicembre 2021”, sottolinea Eni.
SODDISFATTO L’AD CLADIO DESCALZI: EVIDENTI PROGRESSI NELL’ATTUAZIONE DELLA NOSTRA STRATEGIA
Soddisfatto l’ad Claudio Descalzi secondo il quale “il trimestre è stato caratterizzato da rilevanti sviluppi strategici per Eni. Abbiamo reagito con rapidità alle mutate condizioni del mercato energetico facendo leva sulla dimensione globale del nostro settore upstream e sulle consolidate relazioni con i paesi produttori per identificare nuove opportunità di forniture per l’Europa, incrementali e alternative a quelle esistenti”.
“Abbiamo concluso importanti accordi con Algeria, Egitto e Congo, e un altro ancora in Angola, che rafforzano ulteriormente le attività congiunte con le società di stato locali con l’obiettivo di promuovere maggiori flussi di export di gas naturale a beneficio dell’Italia e dell’Europa nel contesto della transizione verso un’economia decarbonizzata – ha aggiunto il manager -. Durante il trimestre abbiamo concluso con successo l’iter di quotazione della nostra consociata upstream norvegese, Vår Energi, della quale adesso deteniamo il 64%, e abbiamo lanciato con BP l’operazione di integrazione dei rispettivi rilevanti portafogli upstream in Angola. Plenitude, la nostra controllata che integra le energie rinnovabili con il retail gas&power, procede verso la quotazione entro il 2022 subordinata alle condizioni di mercato ed abbiamo annunciato la prossima costituzione di una impresa per la Mobilità Sostenibile che combinerà le nostre bioraffinerie, il nostro network di punti vendita multi-prodotto, multi-servizio e la relativa clientela. Grazie a Plenitude e alla Mobilità Sostenibile puntiamo ad offrire alla nostra clientela distintivi prodotti decarbonizzati e servizi sostenibili. Abbiamo completato con successo l’offerta iniziale di sottoscrizione presso il listino londinese delle azioni di NEOA, un veicolo che identificherà opportunità di acquisizioni nei settori della decarbonizzazione e transizione energetica”.
Venendo ai risultati del primo trimestre, “la nostra performance ha dimostrato solidità e resilienza in un contesto di estrema volatilità dei prezzi e di incertezza a causa della guerra in corso e delle tensioni internazionali – ha aggiunto Descalzi -. Abbiamo conseguito un Ebit adj. di Gruppo di 5,2 miliardi, con un incremento di 3,9 miliardi rispetto al primo trimestre 2021 dovuto al robusto andamento della E&P grazie al forte scenario prezzi, e di GGP sostenuto dalla crescita del business internazionale del GNL e dalla flessibilità del nostro portafoglio di approvvigionamento. Abbiamo realizzato un utile netto di 3,3 miliardi. Era cruciale che in un mercato caratterizzato da tale volatilità, rimanessimo finanziariamente disciplinati e in tal modo abbiamo generato un free cash flow organico di 1,8 miliardi, nonostante i maggiori fabbisogni di capitale circolante connessi alla stagionalità delle vendite di gas resi ancora più accentuati dall’aumento delle quotazioni delle materie prime”.
In conclusione, ha detto Descalzi “è stato un trimestre di evidenti progressi nell’attuazione della nostra strategia volta a garantire sicurezza e sostenibilità del sistema energetico, mantenendo il nostro forte impegno a una giusta transizione energetica e alla creazione di valore per i nostri stakeholders”.
I NUOVI CONTRATTI CON L’ESTERO
Tra i nuovi contratti stipulati da Eni all’estero, quello con l’Algeria prevede di aumentare gradualmente i volumi di gas esportati in Italia attraverso il gasdotto Transmed nell’ambito dei contratti di fornitura di lungo termine in essere con Sonatrach, con consegne incrementali di gas naturale a partire dal prossimo anno termico e un progressivo ramp-up fino a 9 miliardi di metri cubi/anno nel 2023-24. Ulteriori riserve di gas a sostegno del maggiore export saranno sviluppate congiuntamente da Eni e Sonatrach facendo leva sul modello di sviluppo Eni “fast track” per supportare le esportazioni verso l’Italia.
Con la società di Stato egiziana “EGAS” è stato concordato, invece, di valorizzare le riserve locali di gas incrementando le attività nelle concessioni gestite congiuntamente e attraverso l’esplorazione near-field, con l’obiettivo di incrementare la produzione e le esportazioni di gas verso l’Italia attraverso l’impianto di liquefazione di Damietta sino ad un livello di 3 miliardi di metri cubi nel 2022.
Con le autorità petrolifere della Repubblica del Congo, inoltre, è stata firmata una lettera d’intenti per l’aumento della produzione e dell’export di gas verso l’Italia tramite lo sviluppo di un progetto di gas naturale liquefatto con avvio previsto nel 2023 e capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno. L’export di GNL permetterà di valorizzare la produzione di gas eccedente la domanda interna congolese.
A marzo, è stato firmato infine un accordo con BP per la costituzione in Angola di una joint venture paritetica finanziariamente indipendente, Azule Energy, che integrerà i rispettivi portafogli di attività oil&gas delle due società nel Paese per massimizzare la crescita e il valore. A cui si aggiunge, da febbraio, l’avvio della produzione del progetto di sviluppo Ndungu Early Production, nel blocco 15/06 al largo dell’Angola, con la connessione al campo alla nave Ngoma Floating Production Storage and Offloading (FPSO) che opera il blocco.
Tra gli altri sviluppi Eni cita in conclusione l’avvio della produzione della FPSO Miamte presso il campo di Miztón, nel Golfo del Messico, i risultati positivi del pozzo esplorativo XF-002 nel Blocco 2 nell’offshore di Abu Dhabi, una significativa scoperta a olio e gas associato in Algeria nella concessione Zemlet El Arbi nel bacino del Berkine Nord, nuove scoperte ad olio e gas nei pressi della concessione di Meleiha, nel deserto occidentale dell’Egitto, le 10 licenze esplorative che si è aggiudicata Vår Energi in Norvegia più 5 in Egitto nel Mediterraneo Orientale offshore, Deserto Occidentale e Golfo di Suez e un nuovo PSC nel prolifico bacino del Berkine South in Algeria.
OUTLOOK 2022
Il Gruppo ha definito anche una serie di previsioni operative e finanziarie per l’esercizio 2022 sulla base delle informazioni al momento disponibili, delle stime del management relative a possibili rischi e incertezze associate all’attuale situazione di guerra in Ucraina e assumendo nessuna significativa interruzione nei flussi di gas dalla Russia.
Secondo Eni la produzione di idrocarburi è confermata a 1,7 milioni di boe/giorno allo scenario di 80 dollari al barile nel 2022. Rivista al rialzo la guidance dell’utile operativo adjusted di GGP, atteso a circa 1,2 miliardi rispetto al precedente target di 0,9 miliardi considerando l’evoluzione attesa del mercato.
Le principali sensitivity di prezzo, prosegue l’analisi di Eni, prevedono una variazione di 140 milioni del free cash flow per ogni dollaro di variazione nel prezzo del Brent e circa €600 milioni per ogni variazione di 5 centesimi nel tasso di cambio dollari/euro rispetto alla nuova assunzione di 1,115 dollari/euro nel 2022 e considerando un prezzo del Brent di 90 dollari/barile.
E ancora: l’EBITDA di Plenitude è atteso superiore a 0,6 miliardi, in linea con la guidance. Confermata la guidance di oltre 2 GW di capacità installata da fonti rinnovabili a fine 2022 (al 100%). E’ anche confermata l’offerta pubblica di azioni della controllata Plenitude e la quotazione sul listino milanese attraverso una IPO entro il 2022, soggetta alle condizioni di mercato.
Nel Downstream la previsione è di un Ebit adjusted (pro-forma con ADNOC di R&M e Versalis) incrementata a positiva rispetto all’aspettativa iniziale di negativa. Il Cash flow adjusted prima del capitale d’esercizio al costo di rimpiazzo è atteso a 16 miliardi allo scenario di 90 dollari/barile (rispetto alla previsione iniziale di più di 15 miliardi). I Capex organici previsti a 8 miliardi, in linea con la guidance originaria di 7,7 miliardi assumendo il cambio euro/dollaro delle iniziali proiezioni di pianificazione dell’azienda. Infine la Cash neutrality è attesa al prezzo Brent di circa 46 dollari/barile e il Leverage ante IFRS 16 è atteso ben al di sotto dell’obiettivo di 0,2 a fine 2022.