RISULTATI AL 30 GIUGNO 2019 - Ricavi in crescita, ma utili in calo per ENI nel primo semestre 2019.
I ricavi caratteristici sono saliti del 2,5% a 36.980 milioni, in presenza di un prezzo medio del Brent sceso del 6% (da 70,55 a 66,01 $ al barile), ma anche di un cambio medio euro/$ passato da 1,210 a 1,130, sicchè il prezzo del Brent è passato da 58,31 a 58,42 euro.
I costi per acquisti, prestazioni di servizi e diversi sono lievemente aumentati (+1,3%), passando da 26.448 a 26.791 milioni, con un costo del lavoro stabile a 1.553 milioni.
Gli ammortamenti sono aumentati del 6,1% a 3.826 milioni e i costi di radiazione di pozzi esplorativi sono passati da 21 a 178 milioni.
Nel complesso l’ebit è diminuito da 5.038 a 4.749 milioni (-5,7%) e l’ebit adjusted è passato da 4.944 a 4.633 milioni (-6,3%).
Va però rilevato che escludendo dal dato 2018 il risultato di ENI Norge, in seguito deconsolidata, e al netto dell’effetto IFRS 16, vi sarebbe stato un incremento del 7%.
In particolare nel semestre, a livello di ebit reported, il contributo del settore Esplorazione e Produzione è sceso da 4.568 a 4.425 milioni (-3,1%), quello del Gas e Power del 18,3% a 453 milioni, e quello del Refining, Marketing e Chimica del 42,9% a 226 milioni.
Anche a livello adjusted è diminuita la contribuzione dei diversi business, i particolare il contributo del settore Esplorazione e Produzione è diminuito del 7,8% a 4.448, quello del Gas e Power del 2,8% a 418 milioni, mentre quello del Refining, Marketing e Chimica è passato da un valore positivo per 144 milioni a uno negativo per 7 milioni.
Nel settore Esplorazione e Produzione l’andamento dell’ebit adjusted è stato rideterminato in +5%, escludendo dal dato 2018 il risultato di ENI Norge e al netto dell’effetto IFRS 16; l’incremento ha beneficiato della migliore performance del volume/mix per il più alto contributo di barili a maggiore redditività.
Nel settore Gas e Power l’ebit adj ha risentito della riduzione del risultato del business GNL, dovuto alla flessione dei mercati asiatici.
Nel comparto Refining and Marketing l’ebit adj ha visto nel primo trimestre 2019 un deterioramento dello scenario e minori lavorazioni conseguenti alle fermate che hanno avuto un recupero nel secondo trimestre.
Il settore Chimica l’ebit adj ha registrato una performance debole è stato penalizzato dal fermo straordinario dell’hub di Priolo, ora in fase di riavvio, e dal fermo non programmato del cracker di Porto Marghera.
Nel primo semestre 2019 gli oneri netti non ricorrenti complessivi sono stati pari a 122 milioni, di cui 4 riferiti al settore Esplorazione e Produzione, 142 al settore Refining, Marketing e Chimica (45 per oneri ambientali) e proventi netti per 49 milioni al settore Gas e Power.
Gli oneri finanziari netti del gruppo sono diminuiti da 621 a 552 milioni, in presenza al 30/6/2019 di un indebitamento finanziario netto in aumento a 13.591 milioni contro gli 8.289 milioni di fine 2018; tale incremento è dovuto per circa 2.000 milioni alla rilevazione iniziale della lease liability di competenza dei joint-venture upstream dell’ENI.
Non considerando l’IFRS 16 il debito netto a sarebbe ammontato a 7,87 miliardi.
Il flusso di cassa netto da attività operative è stato di 6,61 miliardi (+27%) e gli investimenti del periodo sono ammontati a 3,79 miliardi al netto dell’acquisto di riserve in Alaska e Algeria.
I risultati da partecipazioni sono diminuiti da 474 a 146 milioni, pertanto l’utile ante imposte è diminuito dell’11,2% a 4.343 e dopo imposte per 2.823 milioni (tax rate in aumento al 65%), l’utile netto ha registrato un calo ben del 31% a 1.516 milioni.
A livello rettificato però il calo dell’utile netto si sarebbe fermato al 10,9% a 1.554 milioni (-8% escludendo gli effetti IFRS 16).
Il management del gruppo ha confermato per il 2019, nel settore Esplorazione e Produzione, un incremento tra il 2% e il 2,5% della produzione di idrocarburi su base annua (in uno scenario di budget di 62 $ al barile e al netto delle operazioni di portafoglio), sostenuto dal ramp-up dei giacimenti avviati nel 2018.
Il target di risorse esplorative è superiore a 600 milioni di boe nell’anno.
Nel settore Gas e Power l’utile operativo dovrebbe ammontare a circa 500 milioni.
Nel Refining, Marketing e Chimica il margine di raffinazione di break-even è previsto pari a circa 4,4 $ al barile nel 2019 con la piena operatività del sistema industriale e il peggioramento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti.
Le lavorazioni in conto proprio delle raffinerie sono previste stabili mentre le lavorazioni green sono previste in crescita per l’avvio della green refinery di Gela.
Le vendite della rete sono previste stabili mentre la vendita e produzione di prodotti chimici dovrebbe scendere a causa della fermata dell’hub di Priolo.
Per il 2019 il capex del gruppo è stato rivisto in riduzione rispetto alla guidance di 8 miliardi al cambio di budget di 1 euro -1,15 UDS.
La generazione di cassa prima della variazione del circolante e degli effetti IFRS 16 è prevista pari a 12,8 miliardi in uno scenario Brent di circa 55 $ al barile ante IFRS 16 e 52 $ al barile con gli effetti dell’IFRS 16.RISULTATI AL 31 DICEMBRE 2018 - Decisamente brillanti i risultati di ENI nel 2018.
I ricavi caratteristici hanno raggiunto 75.822 milioni (+13,3%), in presenza di un prezzo medio del Brent salito del 39% (da 54,3 a 71,04 $ al barile), ma anche di un cambio medio euro/$ passato da 1,130 a 1,181, sicché il prezzo del Brent è passato da 48,03 a 60,15 euro al barile.
I costi per consumi di materie prime sono aumentati in misura superiore ai ricavi (+14,7% a 40.927 milioni), ma l’incremento del costo del lavoro è stato solo del +4,8% a 3.093 milioni (in presenza peraltro di un numero di dipendenti passato da 32.934 a 31.701 unità).
I costi per servizi sono inoltre scesi ben del 13,1% a 10.625 milioni e gli altri costi operativi dell’1,6% a 4.485 milioni.
Ne è complessivamente derivato un ebitda in aumento da 15.565 a 17.808 milioni (+14,4%).
Gli ammortamenti sono invece scesi da 7.483 a 6.988 milioni, mentre gli accantonamenti e svalutazioni (per lo più su crediti) sono balzati da 70 a 837 milioni.
L’ebit è comunque passato da 8.012 a 9.983 milioni (+24,6%).
In tale ambito il contributo del settore Esplorazione e Produzione è passato da 5.173 a 10.849 milioni e quello del Gas e Power è passato da 214 a 544 milioni, mentre per contro quello del Refining, Marketing e Chimica si è ridotto del 62% a 380 milioni.
L’andamento del settore Esplorazione e Produzione ha beneficiato del rafforzamento dello scenario petrolifero e della crescita delle produzioni con maggiori prezzi medi di realizzo in particolare del gas naturale.
Il settore Gas e Power ha beneficiato della complessiva ristrutturazione su tutte le linee di business, della crescita nel GNL e delle ottimizzazioni nel Power e nella logistica.
Il comparto Refining, Marketing e Chimica è stato penalizzato da uno scenario particolarmente sfavorevole a causa del repentino aumento della carica petrolifera non trasferito nei prezzi di vendita in funzione della pressione competitiva.
Nel 2018 gli oneri netti non ricorrenti complessivi sono stati pari a 1.145 milioni, di cui 634 riferiti al settore Esplorazione e Produzione costituiti principalmente dallo stanziamento di ammortamenti UOP della controllata Eni Norge, da oneri per arbitrato su un contratto di rigassificazione, svalutazione di asset a gas per allinearli al fair value di vendita, adeguamento del fondo rischi e del fondo svalutazione crediti, ma vi è stata anche una plusvalenza di 339 milioni sulla cessione del 10% della concessione di Shorouk a Mubadala Petroleum.
Il settore Gas e Power ha registrato invece proventi netti non ricorrenti per 11 milioni in gran parte derivanti dalla componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting, nonché dal saldo positivo dei derivati su cambi e dal provento derivante dalla ripresa di valore delle attività di trasporto estero; il tutto al netto di oneri per esodi agevolati per 122 milioni.
Nel settore Refining, Marketing e Chimica gli oneri netti non ricorrenti sono stati di 328 milioni ed hanno riguardato per lo più svalutazioni degli investimenti relativi ad alcune attività di cui è stata confermata l’assenza di prospettive di redditività, oltre a oneri ambientali e perdite sulla valutazione dei derivati su commodity.
Il saldo negativo della gestione finanziaria è migliorato, scendendo da 1.031 a 740 milioni, in presenza di un indebitamento finanziario netto in diminuzione a 8.289 milioni contro i 10.916 milioni di fine 2017.
Il flusso di cassa netto da attività operative è stato di 13.651 milioni (12.665 milioni prima della variazione del circolante ed escludendo l’utile/perdita di magazzino e alcune componenti straordinarie), e gli investimenti netti del periodo sono ammontati a 9.941 milioni.
Le partecipazioni hanno poi contribuito con un valore positivo per 864 milioni a fronte di un saldo negativo per 137 milioni nel 2017.
Pertanto l’utile ante imposte è balzato da 6.844 a 10.107 milioni (+47,7%) e, dopo imposte per 5.970 milioni (tax rate in salita dal 50,7% al 59,1%, e l’imputazione a terzi di una quota di utile di competenza passata da 3 a 11 milioni, l’utile netto è passato da 3.374 a 4.126 milioni (+22,3%).
Il dividendo complessivo per l’esercizio 2018 ammonta a 0,83 euro per azione, di cui 0,42 euro pagati in acconto il 26 settembre 2018, mentre il saldo di 0,41 euro per azione è in pagamento dal 22 maggio 2019. |