La semestrale
Il report di MF:
26/07/2019 08:25
Eni: l'utile cala ma la cassa è forte. Proposto acconto del dividendo di 0,43 euro
L'utile netto è sceso del 31% a 1,52 mld di euro nel primo semestre. L'utile operativo adjusted è calato poco più del previsto. Produzione di idrocarburi invariata a 1,83 mln di boe al giorno. La generazione di cassa operativa è risultata in forte crescita: 6,6 mld (+27%) e il debito si è contratto del 5% a 7,87 mld, nonostante investimenti per 3,79 mld. Rivista la guidance sul capex
di Francesca Gerosa
Eni ha registrato un utile operativo adjusted in calo dell'11% a 2,28 miliardi nel secondo trimestre di quest'anno e in calo del 6% a 4,63 miliardi nel semestre,
poco sotto le attese del consenso Bloomberg a 4,653 miliardi. Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dell'effetto scenario e dell'Ifrs 16, la variazione sarebbe pari a +9% e a +7%, rispettivamente.
L'utile netto adjusted è calato del 27% a 0,56 miliardi nel secondo trimestre (-24% escludendo l'effetto Ifrs 16) e dell'11% a 1,55 miliardi nel semestre (-8% escludendo l'effetto Ifrs 16), una contrazione superiore alle attese del consenso che si aspettava un dato a 1,933 miliardi, mentre
l'utile netto si è attestato a 0,42 miliardi (-66%) e a 1,52 miliardi (-31%), rispettivamente, nel secondo trimestre e nel semestre.
I ricavi sono migliorati nel semestre del 3% rispetto allo stesso periodo del 2018 a 36,98 miliardi di euro e la produzione di idrocarburi è stata pari a 1,83 milioni di boe al giorno nel trimestre e nel semestre, sostanzialmente invariata al netto del portafoglio. Ha pesato la cessazione del contratto produttivo Intisar in Libia avvenuta a partire dal terzo trimestre del 2018; escludendo tale effetto e il portafoglio, la crescita netta è di circa 110 mila boe al giorno nel trimestre pari a +6,5% per incrementi produttivi e minori manutenzioni (94 mila boe al giorno nel semestre, +5,5%). Mentre il contributo complessivo da avvii/ramp-up è stato pari a circa 218 mila boe al giorno, guidato dalla piena regimazione dei progetti libici avviati nel 2018 (Wafa compression e Bahr Essalam fase 2) e dalla crescita organica in Egitto (ramp-up Zohr), Ghana e Angola.
Nota positiva la generazione di cassa ante working capital a costi di rimpiazzo che è risultata in forte crescita: 3,39 miliardi nel trimestre (+43%) e 6,8 miliardi nel semestre (+23%). Prima dell'effetto Ifrs 16 e considerando i fenomeni straordinari che avevano ridotto di circa 500 milioni il dato dei periodi di confronto, la crescita rimane comunque significativa: 3,3 miliardi nel trimestre (+18%) e 6,5 miliardi nel semestre (+9%). La generazione di cassa operativa è ammontata a 6,61 miliardi nel semestre (+27%) e a 4,52 miliardi nel secondo trimestre (+49%), su cui ha inciso il pagamento straordinario legato alla definizione di un arbitrato (330 milioni).
Il tutto a fronte di investimenti netti pari a 3,79 miliardi nel semestre al netto dell'acquisto di riserve in Alaska e in Algeria e con effetti Ifrs 16 non significativi. Bene anche l'indebitamento finanziario netto che, escludendo l'applicazione dell'Ifrs 16, si è attestato a 7,87 miliardi, in riduzione del 5% rispetto a fine 2018. Includendo gli effetti dell'Ifrs 16 è stato pari a 13,59 miliardi, di cui circa 2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei joint operator upstream del gruppo.
Al contempo, escludendo l'applicazione dell'Ifrs 16, il leverage è stato pari a 0,15, in riduzione rispetto al 31 dicembre 2018 e al 31 marzo 2019. Includendo gli effetti dell'Ifrs 16 si è attestato a 0,27; 0,23 al netto della quota di lease liability di competenza dei partner E&P. Si ricorda che Eni ha avviato a fine maggio il programma di riacquisto di azioni e al 30 giugno ha acquistato 3,69 milioni di azioni al costo di 52,4 milioni. Mentre la proposta di acconto del dividendo 2019 è di 0,43 euro per azione, a valere sulla previsione di dividendo annuo di 0,86 euro per azione.
"Nel primo semestre Eni ha conseguito eccellenti risultati finanziari, proseguendo nella realizzazione degli obiettivi del proprio piano industriale. La generazione di cassa dell'esercizio, in incremento di oltre il 20% nonostante uno scenario meno favorevole rispetto al semestre precedente, ha coperto ampiamente tanto gli investimenti, a cui continuiamo ad applicare una rigorosa disciplina, quanto la remunerazione degli azionisti che oltre al saldo dividendo include ora anche il buy-back", ha commentato il ceo, Claudio Descalzi.
Di conseguenza
il debito è sceso rispetto a quello di bilancio di un ulteriore 5% a 7,87 miliardi prima della passività per leasing. "Un ulteriore surplus di cassa potrà derivare nel prossimo futuro dal fatto che il prezzo effettivo del Brent è atteso a un livello superiore rispetto a quello di cash neutrality per Eni , pari a circa 55 dollari al barile. Questi risultati sono stati ottenuti grazie alla performance industriale", ha aggiunto Descalzi.
Nell'Upstream, ha ricordato il top manager, "il nostro modello operativo, concepito per portare in produzione le riserve nel più breve tempo possibile, ha portato all'avvio della produzione dell'Area 1 in Messico a meno di un anno dall'approvazione del piano di sviluppo. Abbiamo, inoltre, aumentato per via organica la nostra base produttiva crescendo principalmente in Egitto dove il campo di Zohr si avvia al raggiungimento del plateau".
E' poi proseguito nel Gas & Power "il trend positivo del portafoglio long-term con il rinnovo del contratto di fornitura da Sonatrach. Ottimi anche i risultati del Retail gas & power che amplia la propria base clienti di circa 130 mila utenze. I business R&M e Chimica attenuano l'effetto di uno scenario debole con un recupero di redditività nel secondo trimestre, soprattutto nel marketing oil. I principali indici di sostenibilità mostrano un costante miglioramento, in linea con gli obiettivi fissati; inoltre registriamo l'avvio della Green Refinery di Gela. Su queste basi intendo confermare al cda del 19 settembre la proposta di un acconto dividendo di 0,43 euro per azione".
E l'outlook vede nell'Exploration & Production una produzione di idrocarburi confermata in crescita tra il 2% e il 2,5% su base annua allo scenario di budget di 62 dollari al barile e al netto delle operazioni di portafoglio. Il range assume un livello produttivo in Venezuela di 40 mila boe al giorno e la regimazione delle produzioni gas in Indonesia in funzione della ridotta capacità di assorbimento del mercato asiatico. La crescita sarà sostenuta dal ramp-up dei giacimenti avviati nel 2018, in particolare i progetti libici Wafa compression e Bahr Essalam fase 2, dalla crescita organica in Egitto (ramp-up Zohr), Ghana e Angola, nonché dagli avvii del progetto Area 1 nell'offshore del Messico, Berkine North in Algeria e Trestakk in Norvegia e di quelli pianificati in Egitto e in Algeria.
E' previsto un contributo annuo da avvii/ramp-up di circa 250 mila boe al giorno. Dopo le fermate manutentive concentrate nel secondo trimestre di quest'anno, la crescita rispetto al 2018, ha sottolineato Eni , sarà evidente dal terzo trimestre caratterizzato ancora da fermate e ancora di più dal quarto. Il target di risorse equity è superiore a 600 milioni di boe nell'anno.
Invece per quanto riguarda la divisione Gas & Power il risultato operativo è atteso a circa 500 milioni di euro come da guidance, il portafoglio clienti retail è previsto in crescita per lo sviluppo del business power. Mentre per la divisione Refining & Marketing e Chimica il margine di raffinazione di breakeven è stato rivisto a circa 4,4 dollari al barile a fine anno per effetto del peggioramento del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti e con la piena operatività del sistema industriale. Allo scenario di budget, 3,5 dollari al barile a fine 2019. E' stata rivista anche la guidance di un risultato operativo a 500 milioni in considerazione del peggioramento dello scenario di conversione.
Le lavorazioni in conto proprio delle raffinerie sono viste sostanzialmente in linea al 2018, mentre quelle green sono attese in crescita per l'avvio di Gela. Quanto alle vendite e le produzioni di prodotti chimici sono stimate in flessione a causa della fermata dello steam-cracker di Priolo avvenuta nel primo trimestre, tornato a regime a fine luglio.
Infine, è stata ritoccata al ribasso la guidance sul capex di 8 miliardi per il 2019 al cambio di budget di 1 euro=1,15 dollari. La generazione di cassa prima della variazione del circolante a costi di rimpiazzo è attesa pari a circa 12,8 miliardi, allo scenario di budget, prima dell'effetto Ifrs 16. E per la cash neutrality è stata confermata per fine anno la copertura degli investimenti organici e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 dollari al barile ante effetto Ifrs 16; 52 dollari al barile con effetto Ifrs 16.