Il Consiglio di Amministrazione di Eni ha approvato ieri i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2019.
Per quanto riguarda la produzione di idrocarburi, si registrano: una forte crescita nel terzo trimestre a 1,89 milioni di boe/giorno, con una crescita del +6%, escludendo l’effetto prezzo e il portafoglio, per il terzo trimestre migliore di sempre; è attesa poi un’ulteriore crescita della produzione nel quarto trimestre; il contributo è di 240mila boe/giorno a oggi dagli avvii 2019 e dai ramp-up in Egitto, Libia, Ghana, Angola, Messico e Algeria.
Vår Energi, la joint venture tra Eni e HitecVision, ha definito l’acquisizione degli asset upstream di ExxonMobil in Norvegia con una produzione 2019 stimata in 150mila boe/giorno, rafforzando il proprio portafoglio con l’obiettivo di produrre oltre 350mila boe/giorno al 2023. Il corrispettivo della transazione di 4,5 miliardi di dollari sarà interamente finanziato da Vår Energi con l’autofinanziamento e linee di credito dedicate. Il closing è previsto entro fine anno con effetti accrescitivi sulla generazione di cassa netta. Sono stati poi firmati gli accordi per la cessione a Qatar Petroleum di blocchi esplorativi in Kenya, Marocco e Mozambico. Oltre alla cessione a Neptune del 20% della scoperta di Merakes.
Nei nove mesi sono state scoperte risorse esplorative equity per circa 650 milioni di boe: tre scoperte realizzate da inizio anno nel Blocco 15/06 nell’offshore dell’Angola che fanno salire a cinque il totale delle scoperte dalla ripresa nel 2018 dell’esplorazione nell’area, consentendo di incrementare fino a 2 miliardi di barili la stima di olio in posto; in Vietnam è stata scoperta a gas e condensati nel prospetto esplorativo Ken Bau nel Blocco 114, nell’offshore del Paese; scoperta “near-field” anche nel Delta del Niger, già collegata agli impianti di produzione con una capacità di circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e 3mila barili/giorno di condensato; scoperta a gas e condensati poi nel CTP-Blocco 4 nell’offshore del Ghana con risorse in posto stimate tra 550-650 miliardi di piedi cubi di gas e 18-20 milioni di barili di condensato associato caratterizzato dalla prossimità alle strutture produttive. Nel Mare del Nord norvegese scoperte invece a olio e gas nella licenza PL 869 partecipata da Vår Energi. In Egitto scoperta a gas nel prospetto esplorativo Nour. Scoperte near-field nel deserto occidentale, nel Delta del Nilo e nel Golfo di Suez. Queste ultime sono già state allacciate agli impianti dell’area.
Nel corso del 2019 sono state acquisite nuove superfici per complessivi 27.541 chilometri quadrati in Algeria, Bahrain, Cipro, Costa d’Avorio, EAU, Egitto, Kazakhstan, Messico Mozambico e Norvegia.
L’Utile operativo adjusted delle attività Exploration & Production è pari a 2,14 miliardi di euro nel trimestre 2019, e di 6,59 miliardi di euro nei nove mesi.
Per il settore Gas & Power è stata incrementata la base clienti di circa 130mila nuovi punti di consegna nei nove mesi grazie all’espansione nel business power e all’estero; previsioni di ulteriore crescita a fine anno. L’Utile operativo adjusted + pari a 93 milioni di euro, +31% rispetto al terzo trimestre 2018 principalmente grazie alle ottimizzazioni del portafoglio degli asset gas in Europa che ha sfruttato l’elevata volatilità del mercato e alla performance in crescita del retail.
Perfezionata l’acquisizione del 20% di ADNOC Refining in Abu Dhabi, per il corrispettivo di 3,24 miliardi di dollari, che include il 20% di una Trading Joint Venture da avviare per la commercializzazione dei prodotti petroliferi. Avviata poi nel mese di agosto la Green refinery di Gela, in fase di ramp-up verso la capacità di lavorazione target di 750.000 tonnellate/anno.
In forte ripresa i risultati di R&M: utile operativo adjusted di 0,22 miliardi di euro nel trimestre pari a tre volte il trimestre precedente. il Brent. Utile operativo nei nove mesi a 0,28 miliardi di euro, +29% rispetto allo stesso periodo dell’esercizio precedente.
Risultato adjusted della Chimica: perdita operativa di 70 milioni di euro nel trimestre per effetto di uno scenario ancora depresso. Perdita operativa di 144 milioni di euro nei nove mesi, che sconta oltre lo scenario, l’incidente occorso a gennaio allo steam-cracker di Priolo e altre fermate non programmate.
Generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili: 42 MW di capacità installata al 30 settembre. Tra le principali iniziative del trimestre si evidenziano: l’acquisizione di due progetti per la realizzazione di centrali fotovoltaiche nel Territorio del Nord australiano da 12,5 MW ciascuna presso i siti di Batchelor e Manton, con completamento previsto entro il terzo trimestre del 2020; un accordo di cooperazione con Mainstream Renewable Power, per sviluppare progetti in mercati con elevato potenziale di crescita; l’assegnazione a ArmWind LLP, joint venture tra Eni e General Electric, di un progetto per la costruzione di un impianto eolico da 48MW nel Nord Kazakhstan a seguito di un’asta competitiva.
Sono invece in fase di costruzione gli impianti: Badamsha, in Kazakhstan, parco eolico da 50 MW; Porto Torres (Sassari), fotovoltaico da 31 MW e Volpiano (Torino) da 18 MW; Katherine, nel nord dell’Australia, fotovoltaico da 33,7 MW, dotato di un sistema di accumulo; Tataouine, nel sud della Tunisia, fotovoltaico da 10 MW, e Adam, in prossimità della omonima concessione petrolifera, fotovoltaico da 5 MW; Bhit in Pakistan, fotovoltaico da 10 MW.
La Capacità installata attesa a fine anno pari a 190 MW.
L’Utile operativo adjusted è pari a 2,16 miliardi di euro nel trimestre, -35%. L’Utile netto adjusted è pari a 0,78 miliardi di euro nel trimestre, a -44% e di 2,33 miliardi di euro nei nove mesi, a -26%. L’Utile netto è pari a 0,52 miliardi di euro e 2,04 miliardi di euro rispettivamente nel trimestre 2019 e nei nove mesi 2019.
La Generazione di cassa operativa è pari a 2,06 miliardi di euro nel terzo trimestre; 8,67 miliardi di euro nei nove mesi. Gli Investimenti netti risultano pari a 5,6 miliardi di euro nei nove mesi. L’Indebitamento finanziario netto si determina in 12,7 miliardi di euro, in aumento del 53% rispetto al 31 dicembre 2018.
Per l’esercizio 2019 è previsto un livello produttivo medio per il 2019 di 1,87 – 1,88 milioni di boe/giorno allo scenario di budget di 62 dollari/barile. Per il settore Gas & Power il Risultato operativo è atteso a circa 600 milioni di euro. Il Margine di raffinazione di breakeven è rivisto a circa 5,2 dollari/barile nel 2019 per effetto del peggioramento del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti e della non piena operatività del sistema industriale. Allo scenario di budget e con la piena operatività, 3,5 dollari/barile a fine 2019.
Per quanto riguarda il Risultato operativo R&M “pro-forma” è stata rivista la guidance a circa 400 milioni di euro in considerazione dell’ulteriore flessione dello scenario di conversione nel terzo trimestre, in via di normalizzazione.
Le Vendite e produzioni di prodotti chimici risultano in flessione a causa della fermata dello steam-cracker di Priolo avvenuta nel primo trimestre, tornato a regime a fine luglio, e di altre fermate non programmate.
