6.1. Sintesi dei risultati del Gruppo nell’esercizio 2019
Nel 2019 l’utile netto di competenza è stato di 148 mln, in netta flessione rispetto al risultato di 4,13 mld del 2018. Anche la gestione industriale (utile operativo) è in diminuzione e ammonta a 6,43 mld rispetto al 2018 con 9,98 mld.
Escludendo dall’utile operativo e dall’utile netto le poste straordinarie e il relativo effetto fiscale, l’utile operativo adjusted consolidato, pari a 8.597 mln, è diminuito del 24 per cento (11.240 mln nel 2018): tale andamento è effetto della flessione generalizzata dei prezzi di realizzo e dei margini in tutti i settori di business, con un impatto in termini di minore EBIT stimato in -2,5 miliardi, dovuto principalmente al crollo dei prezzi del gas upstream in tutte le aree geografiche, con particolare enfasi per il riferimento delle vendite in Europa (PSV Italia -34 per cento), nonché dei margini del GNL. La performance operativa ha risentito di alcuni eventi (quali l’incidente occorso a gennaio all’hub di Priolo, tornato in piena operatività solo a fine luglio) e di fermate non programmate o indisponibilità d’impianti (Goliat in Norvegia, la raffineria di Bayernoil, i cracker di Porto Marghera e di Dunkerque).
Tali fattori negativi sono stati in parte attenuati dalla crescita della produzione di idrocarburi che ha raggiunto il plateau di 1,87 mln di boe/giorno, dalla tenuta dei business retail (Gas & Power e vendite carburanti rete ed extrarete).
L’utile operativo adjusted nei diversi settori di attività fa registrare una performance positiva nel Gas & Power (+111 mln sul 2018), mentre mostra una diminuzione negli altri settori (-2.210 mln nell’Exploration & Production; -428 mln nel Refining & Marketing e Chimica; -18 mln nel settore Corporate e altre attività), mentre l’effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato registra una variazione negativa per 99 mln.
La diminuzione dell’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni (2,88 mld nel 2019, rispetto ai 4,58 mld dell’esercizio precedente) è dovuto alla flessione della performance operativa, parzialmente compensata dal miglioramento della gestione finanziaria (+135 mln); essa riflette la circostanza che il 2018 recepiva la svalutazione dei crediti strumentali relativi a un progetto esplorativo in Mar Nero con esito negativo.
Il flusso di cassa netto da attività operativa (cash flow) ammonta a 12,39 mld, in diminuzione,
dalle joint venture, collegate e altre partecipazioni minoritarie integrate nella strategia e nei piani di sviluppo di Eni. L’ammontare principale riguarda la joint venture Vår Energi con 1.057 mln. Il factoring di crediti commerciali con scadenza successiva alla data di reporting è invariato rispetto al 2018 (1.782 mln).
A fine esercizio 2019, il rapporto tra indebitamento e mezzi propri (leverage) si attesta a 0,24, in aumento rispetto allo 0,16 del 2018.
In particolare, sotto il profilo operativo, nell’esercizio 2019, la produzione di idrocarburi è stata di 1,87 mln di boe/giorno, in crescita del 1 per cento rispetto al 2018; le riserve certe di idrocarburi a fine anno si attestano a 7.268 mln di boe (7.153 mln di boe nel 2018), con un tasso di rimpiazzo organico del 92 per cento (100 per cento nel 2018).
Come per gli anni precedenti, il principale driver di crescita e di generazione di cassa dell’Exploration & Production (E&P) è stato il settore dell’esplorazione, anche attraverso la strategia “dual exploration model”, che prevede l’ingresso negli asset esplorativi con elevati working interest, per monetizzare celermente le risorse attraverso la diluizione della partecipazione, mantenendo l’operatorship delle iniziative.
Un ulteriore driver di crescita è rappresentato dal rafforzamento del portafoglio di business, diversificando la presenza geografica con un migliore bilanciamento lungo la catena del valore, grazie all’espansione in Medio Oriente (sia nell’upstream, sia con l’acquisizione del 20 per cento in ADNOC Refining), alla crescita in Egitto e Indonesia e all’ingresso in Messico, allo sviluppo su scala globale del business del GNL (sfruttando l’integrazione upstream-G&P), nonché al potenziamento della piattaforma produttiva in Norvegia con l’operazione Vår Energi e il successivo acquisto da parte di questa società degli asset ExxonMobil.
6.2. Risultati del primo semestre 2020 e impatto della pandemia COVID-19
Gli eventi connessi alla pandemia COVID-19 a partire da febbraio 2020, con il conseguente lockdown delle economie mondiali e le pesanti limitazioni agli spostamenti delle persone, hanno determinato il crollo della domanda degli idrocarburi in un quadro di oversupply strutturale del mercato petrolifero, comportando una riduzione senza precedenti dei prezzi degli idrocarburi. Nel primo semestre 2020, il prezzo del petrolio di riferimento Brent si è ridotto in media del 40 per cento rispetto al primo semestre 2019, mentre i prezzi del gas naturale hanno registrato una flessione media del 50 per cento; a ciò si sono aggiunte minori
vendite di energia, carburanti e prodotti chimici, nonché le minori disponibilità da produzione per effetto del prolungamento in risposta all’emergenza sanitaria. Questi sviluppi, di seguito accennati, hanno avuto riflessi negativi sui risultati operativi e sul cash flow dell’Eni e saranno oggetto di analisi nella prossima relazione.
Il 30 luglio 2020 Eni ha comunicato i risultati del primo semestre 2020, che hanno risentito della forte volatilità registrata dal prezzo del petrolio nella prima metà dell’anno e della riduzione della domanda, conseguenza del lockdown deciso per arginare la pandemia da COVID-19.
Nel periodo in esame i ricavi della gestione caratteristica sono stati pari a 22,03 miliardi, in contrazione del 40 per cento rispetto ai 36,98 miliardi, ottenuti nella prima metà del 2019. La produzione di idrocarburi è scesa a 1,74 mln di boe/giorno (-5,1 per cento). Eni ha chiuso il semestre con un utile operativo adjusted di 873 mln di euro, in forte contrazione rispetto ai 4,63 miliardi ottenuti nella prima metà del 2019.
Il risultato netto adjusted è stato negativo per 655 mln di euro, a fronte dell’utile di 1,55 miliardi nei primi sei mesi del 2019. Il risultato netto è stato negativo per 7,34 miliardi di euro, in seguito a svalutazioni di attività non correnti di 3,4 miliardi (di cui 2,8 miliardi rilevate nel secondo trimestre), riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione, in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi per un valore complessivo post-tax di 3,6 miliardi di euro, comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta (3,5 miliardi rilevati nel secondo trimestre). L’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti ha inciso per 1 miliardo.
Nel primo semestre 2020 Eni ha registrato una generazione di cassa operativa pari a 2,38 miliardi di euro, in contrazione del 64 per cento rispetto alla prima metà del 2019, a causa del deterioramento dello scenario e della circostanza che il flusso di cassa netto da attività operativa del semestre 2019 comprendeva maggiori dividendi pagati dalla joint venture Vår Energi.
In conseguenza del mutato scenario è stata aggiornata la strategia di Eni nel breve e medio termine, al fine di fronteggiare gli effetti della pandemia sul settore energetico in termini di elevata volatilità dei mercati e contrazione dei prezzi delle commodity. In particolare, nel 2020 è prevista un’ottimizzazione degli investimenti per 2,6 miliardi di euro e dei costi per 1,4 miliardi di euro. Allo scenario 2020 di 40 dollari/barile è previsto un flusso di cassa ante
previsti per l’intero esercizio. Per il 2021 è stimata una riduzione dei costi pari a 1,4 miliardi di euro e degli investimenti pari a 2,4 miliardi di euro.
Rileva la Società come, nonostante gli effetti della crisi, i business del gas, del retail e della bio-raffinazione abbiano dimostrato una grande robustezza, facendo registrare risultati migliori di quelli 2019 e trainando i risultati consolidati al di sopra delle aspettative di mercato. Ciò ha consentito di mantenere una generazione di cassa superiore all’esborso per investimenti e di non intaccare la riserva di liquidità di circa 18 miliardi al 30 giugno 2020.