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Roma, 27 luglio 2018 – Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del secondo trimestre e del primo semestre 2018 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Nel secondo trimestre,come già nel primo, Eni ha proseguito nel trend di forte miglioramento della redditività che aumenta del 152% a fronte di una crescita del Brent in euro del 38%, trainata dalla performance del business E&P che ha più che triplicato il suo contributo. La generazione di cassa consolidata è anch’essa nettamente cresciuta, spinta dal prezzo Brent e dalla maggiore produzione con un contributo per barile che sale a 20$, consentendoci di confermare la riduzione a 55 $/barile della nostra cash neutrality per il 2018. Ottimo è stato anche il risultato del business G&P, frutto della maggiore integrazione del business del GNL con le attività upstream e dei benefici della profonda riorganizzazione condotta negli ultimi anni. La flessione dello scenario nella Raffinazione e nella Chimica, anticiclico rispetto al Brent, ha comportato una riduzione del contributo di questi business che si sono comunque mantenuti positivi grazie alla ristrutturazione avviata nei precedenti esercizi. La gestione del portafoglio ha fatto registrare nel trimestre progressi significativi, con l’accordo per la nascita di Vår Energi in Norvegia e l’incasso del prezzo di vendita a Mubadala del 10% del campo di Zohr. Come risultato finale il debito netto prosegue nella sua discesa portandosi al di sotto di €10 miliardi, livello più basso registrato negli ultimi 11 anni. Su queste basi confermerò al Consiglio del 13 settembre la proposta di un acconto dividendo di €0,42 per azione.”

Highlights

Exploration & Production

• Produzione di idrocarburi in forte crescita a 1,86 milioni di boe/giorno (in entrambi i reporting period): +5,2% nel secondo trimestre, +4,6% nel primo semestre. Al netto dell’effetto prezzo nei PSA, la crescita si attesta a +6,6% nel trimestre e a +5,4% nel semestre;
  crescita produttiva sostenuta dai ramp-up dei grandi progetti avviati di recente: Zohr, Noroos, Jangkrik, OCTP, Ochigufu, Nenè fase 2; maggior contributo di Kashagan e di Val d’Agri (fermata nel secondo trimestre 2017) e ingresso in Abu Dhabi;
  principali start-up del periodo: Ochigufu nel Blocco offshore 15/06 in Angola a sostegno del plateau di 150 mila barili/giorno e la fase 2 del giant a gas Bahr Essalam in Libia a soli tre anni dalla FID.
• Rafforzamento della presenza in Norvegia grazie all’accordo di fusione tra la consociata Eni Norge e la società Point Resources, che darà vita a un leader nell’upstream del Paese con 180 mila boe/g di produzione nel 2018. Il closing è atteso entro fine anno.
• Importanti progressi nell’avanzamento del Rovuma LNG project per la valorizzazione delle riserve gas dell’Area 4 in Mozambico: presentato al Governo del Mozambico il “Plan of Development” della prima fase del progetto; in via di definizione i contratti di lungo termine per la commercializzazione del GNL. FID attesa nel 2019.
• Ramp-up Zohr in Egitto: avviato in tempi record il quarto impianto di trattamento assicurando una capacità produttiva di circa 1,6 bscfd (220 mila boe/g), attesa crescere a circa 2 bscfd a settembre con l’avvio del quinto impianto.
• Dual exploration model: perfezionata la cessione a Mubadala Petroleum del 10% della concessione di Shorouk nell’offshore dell’Egitto dove è in produzione il giacimento a gas Zohr.
• Esplorazione:
  Scoperte di petrolio nel Blocco 15/06 in Angola e in due prospetti nel bacino del Faghur nel permesso South West Meleiha in Egitto.
  Nuovo acreage esplorativo: assegnato al 100% il blocco esplorativo offshore di East Ganal in Indonesia. Nel semestre assegnati nuovi permessi in Messico, Libano e Marocco per un totale di 22.000 chilometri quadrati di superficie.
  Risorse esplorative: nel primo semestre incrementate per circa 280 milioni di boe.
• Finalizzato un accordo di cooperazione con Sonatrach per lo sviluppo di nuove risorse gas in sinergia con gli asset esistenti.
• Utile operativo adjusted Exploration & Production: €2,74 miliardi, più che triplicato rispetto al secondo trimestre 2017; più che raddoppiato a €4,83 miliardi nel semestre.

Gas & Power

• Forte recupero di redditività grazie alla ristrutturazione del portafoglio contratti long-term, alla crescita nel GNL e a ottimizzazioni nel power e nella logistica: nel secondo trimestre utile operativo adjusted di €0,11 miliardi rispetto alla perdita di €0,15 miliardi del secondo trimestre 2017; nel semestre utile operativo adjusted più che raddoppiato a €0,43 miliardi (€0,19 miliardi nel semestre 2017).
• Finalizzato l’accordo con Sonatrach per le forniture di gas per l’anno termico 2018-2019.
• Vendite di GNL: in crescita del 54% a 5,40 miliardi di metri cubi nel semestre, per oltre metà venduti sul mercato asiatico, per effetto anche della disponibilità di gas da produzione upstream in Indonesia frutto dell’accresciuta integrazione tra i business.
• Business retail: in continua crescita la base clienti al netto delle cessioni.
• Completata la cessione delle attività di distribuzione gas in Ungheria.

Refining & Marketing e Chimica

• Migliorato il tasso di utilizzo delle raffinerie: 87% nel secondo trimestre, 92% nel semestre (+4 punti percentuali nel trimestre; +6 punti percentuali nel semestre).
• Vendite di prodotti petrolchimici in aumento del 12,5% nel secondo trimestre (+7% nel semestre) trainate dalla migliore performance impiantistica.
• Utile operativo adjusted Refining & Marketing: €61 milioni nel secondo trimestre, -63% rispetto al secondo trimestre 2017; €79 milioni nel semestre (-66%), a causa dell’andamento sfavorevole dello scenario di raffinazione.
• Utile operativo adjusted della Chimica: €6 milioni nel secondo trimestre, penalizzato dalla repentina crescita del prezzo della virgin nafta non ancora trasferita nei prezzi dei prodotti; €65 milioni nel semestre (-79%).

Risultati Consolidati

• Utile operativo adjusted: €2,56 miliardi nel secondo trimestre, +152%; €4,94 miliardi nel semestre (+73% vs. primo semestre 2017).
• Utile netto adjusted: €0,77 miliardi nel secondo trimestre, +66% vs. secondo trimestre 2017; €1,74 miliardi nel semestre (+45% vs. primo semestre 2017).
• Utile netto: €1,25 miliardi nel secondo trimestre; €2,20 miliardi nel semestre.
• Forte generazione di cassa operativa: €3 miliardi nel secondo trimestre 2018 (+12% vs. secondo trimestre 2017); €5,2 miliardi nel semestre (+13% vs. primo semestre 2017).
• Generazione di cassa adjusted¹ prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino a €2,82 miliardi nel trimestre, €5,99 miliardi nel semestre (+21% in entrambi i periodi).
• Investimenti netti: €3,67 miliardi² nel semestre, più che finanziati dal flusso di cassa organico.
• Indebitamento finanziario netto: €9,9 miliardi.
• Leverage: 0,20 in riduzione rispetto allo 0,23 del 31 dicembre 2017.
• Proposta acconto dividendo 2018: €0,42 per azione³, a valere sul dividendo annuo di €0,83 per azione.

Outlook 2018

Exploration & Production

Produzione di idrocarburi: prevista una crescita del 4% nell’anno 2018 vs. 2017 allo scenario di budget di 60 $/bl, corrispondente a un livello di circa 1,9 milioni di boe/giorno. Tale incremento sarà sostenuto dal ramp-up degli avvii 2017 in particolare in Egitto, Indonesia e Ghana, dal maggior contributo dei giacimenti Kashagan, Goliat e Val d’Agri, dagli start-up di nuovi progetti in particolare in Angola, Libia e Ghana, e dal contributo dell’iniziativa negli Emirati Arabi, in parte compensati prevalentemente dai declini delle produzioni mature.

Gas & Power

Consolidamento della redditività: rivista al rialzo la guidance di utile operativo adjusted a circa €400 milioni, nonostante la stagionalità del business che vede il terzo trimestre come il più debole dell’anno.
Vendite gas: previste in flessione, in linea con la riduzione degli impegni contrattuali long-term in acquisto e vendita. Crescita dei volumi contrattati di GNL a fine anno a circa 9 milioni di tonnellate.

Refining & Marketing e Chimica

Previsto margine di raffinazione di breakeven a circa 3 $/barile a fine 2018 con il riavvio dell’impianto Est a Sannazzaro.
Lavorazioni in conto proprio delle raffinerie previste stabili per migliori performance delle raffinerie di Sannazzaro e Livorno, penalizzate nel 2017 da fermate non programmate, compensate da riduzioni su Taranto e Milazzo. In crescita le produzioni di green diesel presso Venezia. In aumento il tasso di utilizzo degli impianti.
Vendite rete sostanzialmente in linea con il 2017 sia in Italia sia nei mercati Europa. La quota di mercato Italia è prevista stabile intorno al 24%.
Versalis: previsto riequilibrio dei margini particolarmente compressi nel secondo trimestre 2018 a causa del repentino aumento della virgin nafta. Vendite previste in crescita in tutte le linee di business per maggiore disponibilità di prodotto e per minori manutenzioni programmate ed accidentalità.

Gruppo

Cash neutrality: confermata la copertura degli investimenti e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile nel 2018.
Capex: confermata la guidance a €7,7 miliardi per il 2018.

⁽¹⁾ Vedi definizione alla tavola di riconduzione a pag.14.
⁽²⁾ Vedi definizione nota (d) a pag.1.
⁽³⁾ Al dividendo non compete alcun credito d’imposta e, a seconda dei percettori, è soggetto a ritenuta alla fonte a titolo di imposta o concorre in misura parziale alla formazione del reddito imponibile.