Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Lucia Calvosa, ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2022 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:
“In un contesto di elevata volatilità e incertezza nei mercati, Eni ha continuato ad assicurare gli approvvigionamenti energetici cruciali per le nostre economie, portando avanti al contempo il percorso di decarbonizzazione. Già dal prossimo inverno saremo in grado di rimpiazzare il 50% dei flussi di gas russo facendo leva sul nostro ampio e diversificato portafoglio riserve, sulle partnership di lungo termine con i Paesi produttori e sulla nostra crescente presenza nel business GNL. Nel trimestre abbiamo rafforzato ulteriormente la nostra posizione nella catena del valore del gas grazie all’esplorazione e alle operazioni di acquisizione degli asset gas di bp in Algeria e, nella fase midstream, della nave di liquefazione Tango FLNG per la valorizzazione del progetto gas in Congo.
La nostra strategia di decarbonizzazione raggiunge nuovi traguardi fondamentali. Entro l’anno la capacità installata di energia rinnovabile di Plenitude sarà raddoppiata superando i 2 GW. Il nostro business di Sustainable Mobility cresce in scala e dimensioni facendo leva su un modello innovativo di integrazione verticale con il nascente agri-business per la fornitura di materie prime sostenibili alle nostre bioraffinerie.
In E&P abbiamo proseguito nella nostra strategia di creazione di veicoli geograficamente focalizzati, driver di crescita e di ritorni, di cui ultimo esempio è Azule, la neocostituita JV con bp per la valorizzazione degli asset angolani.
Nel terzo trimestre, nonostante la flessione del prezzo del petrolio e la rapida caduta dei margini di raffinazione, abbiamo continuato a generare risultati positivi grazie principalmente alla robusta performance dei nostri business internazionali.
Nei nove mesi abbiamo integralmente coperto con l’autofinanziamento gli investimenti e i ritorni di cassa agli azionisti e siamo stati in grado di ridurre il leverage al livello di 0,11, quasi dimezzandolo rispetto alla fine dello scorso anno.”
Highlight finanziari del terzo trimestre 2022
L’EBIT adjusted di Gruppo del terzo trimestre 2022 è stato di €5,77 miliardi, in linea rispetto al trimestre precedente, nonostante la flessione del prezzo del Brent e la sensibile contrazione dei margini di raffinazione, le fermate produttive non programmate ed altri fenomeni negativi, nonché il deconsolidamento delle società operative angolane conferite alla JV Azule Energy. Tali fattori sono stati compensati dalle continue iniziative di ottimizzazione e dalle riduzioni dei costi in tutte le linee di business.
Nel terzo trimestre 2022 E&P ha conseguito un EBIT adjusted di €4,27 miliardi, in riduzione del 12% rispetto al trimestre precedente a causa dei minori prezzi di realizzo degli idrocarburi e del deconsolidamento delle attività conferite in Azule Energy. La produzione del terzo trimestre 2022 è stata di 1,58 milioni di boe/giorno, in linea rispetto al secondo trimestre 2022 ma in calo del 7% rispetto al terzo trimestre 2021, per effetto del minor contributo del Kazakhstan, della Nigeria e della Norvegia.
Il settore GGP ha registrato una robusta performance nel terzo trimestre 2022 dopo il risultato a break- even nel trimestre precedente. Mentre i prezzi sono stati elevati, il mercato ha continuato a essere sfidante in termini di flussi fisici e di volatilità. Nel trimestre, abbiamo gestito questi rischi di mercato garantendo innanzitutto un flusso stabile di forniture ai clienti nazionali soddisfacendo la domanda e ricostituendo gli stoccaggi. Grazie poi alla costante ottimizzazione degli asset e alla rinegoziazione dei contratti facendo leva sulla diversificazione e flessibilità del nostro portafoglio complessivo gas e GNL, il settore GGP ha conseguito un EBIT adjusted di €1,08 miliardi.
Nel terzo trimestre il business R&M ha conseguito eccellenti risultati con €0,71 miliardi di EBIT adjusted, nonostante la significativa flessione dell’indicatore SERM rispetto al precedente trimestre (-80%), grazie alle ottimizzazioni del flusso di prodotti, alle azioni di efficienza per ridurre i costi delle utility, alla maggiore disponibilità degli impianti e all’eccellente andamento dei consumi stagionali.
Il business della chimica nel terzo trimestre 2022 ha conseguito una perdita di €177 milioni a causa degli elevati costi energetici e del debole andamento della domanda.
Nel terzo trimestre Plenitude ha conseguito l’EBIT adjusted di €16 milioni, in linea con l’andamento stagionale del business e in riduzione rispetto al terzo trimestre 2021 a causa di uno scenario negativo. Il business Power ha conseguito un EBIT adjusted di €156 milioni con un significativo miglioramento. Utile netto adjusted di Gruppo del terzo trimestre 2022: €3,73 miliardi, in linea con il trimestre precedente; €10,81 miliardi nei nove mesi 2022 (+€8,2 miliardi rispetto ai nove mesi 2021). Il risultato è stato sostenuto dal robusto utile operativo e dai migliori risultati delle partecipazioni valutate all’equity. Il tax rate adjusted, non considerando gli effetti del contributo d’imposta straordinario a carico delle imprese italiane valutato come special item, si è stabilizzato intorno al 40% e riflette un migliore mix geografico degli utili imponibili, in particolare nel settore E&P.
Rispetto all’utile netto consolidato di bilancio dei nove mesi 2022 pari a €13,26 miliardi, le attività italiane registrano una perdita netta di circa €1 miliardo che tiene conto principalmente dello stanziamento del contributo straordinario per il settore energia. Nel terzo trimestre 2022 il flusso di cassa operativo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo adjusted è stato pari a €5,47 miliardi. Nei nove mesi 2022, il flusso di cassa di €16,27 miliardi, raddoppiato rispetto al periodo di confronto, ha finanziato capex organici di €5,5 miliardi, aumentati del 35% a seguito dell’apprezzamento del dollaro USA e delle azioni pianificate post-lockdown, rendendo disponibile un free cash flow organico di €9,3 miliardi per finanziare i fabbisogni di capitale circolante e il ritorno agli azionisti.
Dividendo: pagata a settembre la prima rata del dividendo 2022 di €0,22 per azione, con un esborso di €751 milioni. La seconda rata di pari importo sarà pagata il 23 novembre. Programma di buy-back: in base al nuovo programma di €2,4 miliardi approvato dal Consiglio di Amministrazione a luglio, da realizzarsi entro aprile 2023, da fine maggio 2022 fino al 21 ottobre, sono state acquistate 142 milioni di azioni al costo di €1.663 milioni.
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 al 30 settembre 2022: €6,4 miliardi, in riduzione di €2,54 miliardi rispetto al 31 dicembre 2021; leverage di gruppo a 0,11 vs 0,20 al 31 dicembre 2021.
Principali sviluppi di business
Exploration & Production
• Nei nove mesi 2022, incrementato il portafoglio riserve di circa 630 milioni di boe di nuove risorse, continuando a realizzare eccellenti performance nell’esplorazione. Le principali scoperte sono avvenute in prossimità di impianti e infrastrutture produttive esistenti, in linea con il modello di sviluppo fast- track ed esplorazione di prossimità: in Algeria nel bacino di Berkine Nord, in Angola nel Blocco 15/06 in particolare l’appraisal di Ndungu-2 con l’incremento delle risorse, in Abu Dhabi col pozzo esplorativo XF- 002 e in Ghana con il pozzo Aprokuma-1X. Inoltre, altre scoperte fatte nelle concessioni di Meleiha, nel deserto occidentale dell’Egitto, e in Algeria Berkine Nord, sono già state allacciate agli impianti di estrazione esistenti. A luglio, è stato annunciato il successo esplorativo con il pozzo Baleine 1X nel Blocco CI-802, offshore Costa d’Avorio. Questa seconda scoperta nella struttura di Baleine consente di incrementare le risorse in posto fino a 2,5 miliardi di barili di olio e 3,3 Tcf di gas associato. Ad agosto è stata annunciata la scoperta del pozzo Cronos-1, nel Blocco 6, nell’offshore di Cipro, con una stima preliminare di circa 2,5 Tcf di gas in posto.
• A luglio, raggiunta dal New Gas Consortium la decisione finale di investimento (FID) per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro in Angola. Lo start-up del progetto è atteso nel 2026.
• A luglio, firmato con Sonatrach, Oxy e TotalEnergies un nuovo Production Sharing Contract (PSC) per i Blocchi 404 e 208 nel bacino del Berkine in Algeria.
• In agosto Azule Energy, la joint venture paritetica tra Eni e bp, è diventata operativa. Azule Energy combina le attività angolane nell’upstream, nel GNL e nel solare dei due azionisti ed è il più grande produttore indipendente di petrolio e gas dell’Angola. Azule è un esempio del distintivo modello satellitare di Eni progettato per liberare valore.
• Ad agosto, acquisito l’impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG che sarà utilizzato in Congo, nell’ambito del progetto di sviluppo delle riserve gas del Blocco Marine XII. L’impianto ha una capacità di produzione di GNL pari a circa 0,6 milioni di tonnellate/anno (circa 1 miliardo di metri cubi standard/anno).
• A settembre sono state valutate con ADNOC iniziative per aumentare la produzione di gas naturale accelerando il time-to-market di grandi progetti come Ghasha per il quale sono stimati significativi volumi di gas recuperabile ed una produzione attesa di oltre 42,5 milioni di metri cubi/giorno. Sono state inoltre considerate le opzioni di sviluppo fast-track per la recente scoperta di gas nel Blocco 2 nell’offshore di Abu Dhabi (Eni 70%).
• A settembre, raggiunto accordo preliminare per l’acquisizione delle attività di bp in Algeria, tra le quali “In Amenas” e “In Salah”, due concessioni per la produzione di gas, con un working interest rispettivamente del 45,89% e del 33,15%. Tale acquisizione svilupperà la posizione Eni nel business del gas naturale con l’obiettivo di contribuire al soddisfacimento del fabbisogno europeo.
• Ad ottobre, avviata la produzione da due campi a gas relativi al nuovo contratto Berkine Sud in Algeria dopo soli sei mesi dall’assegnazione del contratto, attraverso uno sviluppo accelerato.
R&M e Chimica
• A luglio, Versalis, azienda chimica di Eni, ha firmato un accordo con Forever Plast, per l’acquisizione di una licenza esclusiva per la realizzazione di un’unità di riciclo meccanico per la trasformazione di rifiuti plastici selezionati ottenuti dalla raccolta differenziata, in grado di riciclare 50 mila tonnellate/anno di polimeri e avvio previsto nel 2024. L’impianto sarà ubicato presso il polo petrolchimico di Porto Marghera e contribuirà alla sua graduale riconversione.
• Ad ottobre, partito il primo cargo di olio vegetale per la bioraffinazione, prodotto nell’agri-hub Eni di Makueni in Kenya, diretto alla bioraffineria di Gela. L’olio vegetale è ottenuto tramite la spremitura di sementi di ricino, di croton e di cotone. La produzione iniziale di 2.500 tonnellate nel 2022 è prevista salire rapidamente a 20.000 tonnellate nel 2023. Questo progetto segna l’avvio dell’innovativo modello di agribusiness di Eni, integrato verticalmente con le bioraffinerie ed in grado di fornire materie prime sostenibili non concorrenti con la filiera alimentare e di dare un contributo significativo allo sviluppo locale e all’economia circolare. Questo modello sarà replicato in altri paesi africani, partner Eni di lunga data.
• In ottobre concluso l’approvvigionamento dell’olio di palma per le bioraffinerie Eni, sostituito integralmente da materie prime sostenibili.
Plenitude e Power
• A settembre, l’Agenzia esecutiva europea per il clima, l’infrastruttura e l’ambiente (CINEA) ha selezionato il progetto di Be Charge, l’operatore della mobilità elettrica integrato in Plenitude, per la realizzazione di una delle più grandi reti di ricarica per veicoli elettrici ad alta velocità in Europa, lungo i principali corridoi di trasporto Europei (TEN-T), nelle aree di parcheggio e nei principali nodi urbani, entro il 2025.
• A settembre Plenitude ha avviato una nuova partnership con Infrastrutture SpA per lo sviluppo di progetti solari ed eolici in Italia e Spagna, attraverso l’acquisizione del 65% di Hergo Renewables SpA società che detiene un portafoglio di progetti nei due paesi con una capacità complessiva di circa 1,5 GW.
• Ad ottobre inaugurato da Plenitude il parco eolico spagnolo El Monte da 104,5 MW, nella regione Castiglia La Mancha, realizzato in collaborazione con il partner strategico Azora Capital. La centrale produrrà circa 300 GWh all’anno, equivalenti al consumo domestico di 100.000 famiglie.
• A seguito dell’accordo tra Plenitude e HitecVision per l’espansione dell’attività della joint venture norvegese Vårgrønn, è stata finalizzata ad ottobre la cessione da parte di Plenitude a Vårgrønn della quota del 20% in Dogger Bank (Regno Unito) che sta sviluppando importanti progetti eolici offshore. A seguito dell’operazione, HitecVision aumenta la propria quota di partecipazione in Vårgrønn passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di capitale.
Decarbonizzazione & Sostenibilità
• A luglio, accordata a Eni una nuova linea di credito revolving Sustainability-Linked da €6 miliardi della durata di 5 anni, collegata al raggiungimento di due obiettivi del proprio “Sustainability-Linked Financing Framework” aggiornato a maggio 2022. La nuova linea aumenterà la flessibilità finanziaria del Gruppo rafforzando ulteriormente la solida posizione di liquidità in coerenza con l’obiettivo diEnidi integrare pienamente la raccolta finanziaria con la strategia di decarbonizzazione.
• A luglio, assegnato ad Eni il premio Energy Innovation Award di Energy Intelligence, a riconoscimento dell’attuazione della transizione energetica e dell’accelerazione negli investimenti a basse emissioni di carbonio. Eni si è classificata al primo posto per gli obiettivi di riduzione delle emissioni, resilienza del portafoglio e trasformazione del proprio modello di business.
• A settembre, Eni UK ha presentato la candidatura per una licenza di stoccaggio di anidride carbonica nel giacimento a gas depletato di Hewett, che interessa un’area situata nel Mare del Nord meridionale britannico e in cui l’azienda prevede di sviluppare un progetto CCS che contribuirà alla decarbonizzazione dell’area di Bacton e Thames Estuary nel Regno Unito. Eni UK ha inoltre annunciato la costituzione dell’iniziativa Bacton Thames Net Zero, con lo scopo di decarbonizzare e creare nuove opportunità di crescita green per i settori energivori nell’area sud-orientale del Regno Unito, supportando concretamente la strategia di decarbonizzazione del Paese.
• Ad ottobre, avviato uno studio di fattibilità della costruzione di una bioraffineria a Livorno. Il progetto prevede tre nuovi impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati: un’unità di pretrattamento delle cariche biogeniche, un impianto EcofiningTM da 500 mila tonnellate/anno e un impianto per la produzione di idrogeno da gas metano.
• Ad ottobre, due progetti di sviluppo di idrogeno verde di Eni ed Enel Green Power sono stati inseriti tra i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea nell’ambito di IPCEI Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la ricerca, l’innovazione e la costruzione delle relative infrastrutture lungo la catena del valore dell’idrogeno. Beneficiaria del finanziamento è South Italy Green Hydrogen, joint venture creata dalle due società per lo sviluppo di tali progetti. Gli impianti saranno realizzati uno all’interno della bioraffineria di Gela, dove sarà installato un elettrolizzatore da 20 MW e l’altro nelle vicinanze della raffineria di Taranto, con l’installazione di un elettrolizzatore da 10 MW, entrambi gli impianti adotteranno la tecnologia PEM (polymer electrolyte membrane).
• A ottobre, nell’ambito di una procedura di gara, Commonwealth Fusion Systems di cui Eni è principale azionista, è stata selezionata dall’Autorità Britannica per l’Energia Atomica per supportare il progetto sul sistema di confinamento magnetico per lo Spherical Tokomak di UKAEA per la produzione di energia.
• Nel trimestre, Eni è stata classificata al primo posto tra le trenta aziende del settore europeo oil & gas da Moody’s ESG Solutions per le sue eccellenti capacità nella gestione dei rischi ESG. Eni ha migliorato il proprio score ed è stata confermata nella categoria Advanced.
Outlook 2022
Il Gruppo ha definito le seguenti previsioni operative e finanziarie riviste per l’esercizio sulla base delle informazioni al momento disponibili, la valutazione del management sui possibili rischi e incertezze nello scenario e assumendo nessuna significativa interruzione nei flussi di gas dalla Russia:
• Produzione di idrocarburi: attesa a 1,63 milioni di boe/giorno, in linea con la precedente indicazione di 1,67 milioni di boe/giorno una volta rettificata per la più ampia forza maggiore relativa principalmente alla Nigeria, minore contributo del Kazakhstan dovuto a eventi imprevisti presso Kashagan, nonché minore apporto di Norvegia; tale previsione assume lo scenario Eni per il riferimento Brent aggiornato a 100 $/barile.
• Stimate circa 750 milioni di boe di nuove risorse esplorative attese nel 2022.
• GGP: la stima aggiornata di Ebit adjusted atteso per l’intero anno superiore a €1,8 miliardi incorpora il risultato del terzo trimestre determinato dall’elevata volatilità e le previsioni per il quarto trimestre influenzate dai minori volumi importati di gas russo rispetto alle precedenti assunzioni.
• Plenitude & Power: l’EBITDA atteso di Plenitude per il 2022 è confermato superiore a €0,6 miliardi. Confermata la guidance di oltre 2 GW di capacità installata da fonti rinnovabili a fine 2022.
• Downstream: l’EBIT adjusted (Versalis e R&M pro-forma con ADNOC) è proiettato in rialzo a €2,5 miliardi rispetto alla precedente guidance di €1,8-2,0 miliardi.
• Le principali sensitivity di prezzo prevedono una variazione di €130 milioni del free cash flow per ogni dollaro di variazione nel prezzo del Brent e circa €700 milioni per ogni variazione di 5 centesimi nel tasso di cambio USD/EUR rispetto alla nuova assunzione di 1,05 USD/EUR nel 2022 e considerando un prezzo del Brent di 100 $/barile.
• Cash flow adjusted prima del capitale d’esercizio al costo di rimpiazzo è atteso a €20 miliardi allo scenario di 100 $/barile rispetto alla guidance originaria di €20 miliardi allo scenario di 105 $/barile.
• Capex organici previsti a €8,3 miliardi in linea con la guidance originaria.
• Buyback: il programma di riacquisto di azioni proprie da €2,4 miliardi è previsto completarsi entro fine
anno.
• Leverage 2022 ante IFRS 16 atteso a 0,15 assumendo il nostro scenario prezzi.
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