Eni - solo news - n.3
Posizioni nette corte: Bio-on sale al quarto posto dei più shortati, dentro Italgas
Dall?aggiornamento di oggi di Consob sulle posizioni nette corte (PNC) si apprende che il titolo più shortato a Piazza Affari è UBI Banca con 7 posizioni short aperte per una …
Carige è salva: svanisce l’incubo liquidazione grazie a passo indietro di Malacalza
Alla fine Malacalza Investimenti ha disertato l'assemblea dei soci di Banca Carige permettendo che il piano di rafforzamento patrimoniale non incontrasse ostacoli. L'assemblea degli azionisti di Carige ha infatti approvato …
Enel flirta con i massimi storici ed è coro di Buy tra gli analisti. Da lunedì sarà nell’Euro Stoxx 50
Enel inarrestabile a Piazza Affari con il titolo che ha toccato oggi i nuovi massimi pluriennali, avvicinando ulteriormente i massimo storici che risalgono al lontano 2000 poco sopra il muro …
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    Eni - solo news - n.3

    Il thred n. 2 si è esaurito qui:

    Eni - solo news - n.2

    dopo oltre 5 anni di vita e oltre 360 mila visite

    Apro quindi il n° 3 per continuare la consuetudine di avere una fonte d'informazione "specifica" di tutte news che riguardano il nostro titolo, evitandone la dispersione sui thread operativi.

    Buona continuazione.
    Ultima modifica di Superspazzola; 22-07-19 alle 14:50

  2. #2
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    22/07/2019 16:38

    Eni: partnership con Poste I. su servizi digitali

    ROMA (MF-DJ)--Eni e Poste Italiane hanno firmato un Memorandum di intesa per l'avvio di una partnership di ampio respiro nel campo del digitale. L'accordo non vincolante di cooperazione riguarda anche i servizi finanziari ed e' stato sottoscritto da Eni, Eni Refining & Marketing, Eni gas e luce, Poste Italiane e PostePay. La partnership tra le due grandi aziende italiane, si legge in una nota, rappresenta un primo significativo strumento di integrazione e di valorizzazione degli asset di Eni e di Poste. Si inserisce in una logica multibusiness che riguarda sia la fornitura di carburanti nelle stazioni di servizio Eni sia quella di gas ed energia elettrica, mediante l'attivazione di servizi finanziari innovativi legati ai sistemi di pagamento, nell'ambito delle opportunita' offerte dalla Direttiva Europea PSDII, ed ha come principale obiettivo l'offerta alla clientela retail di una gamma sempre piu' estesa di nuove soluzioni di servizio e pagamento. L'accordo prevede una serie di azioni tese a valorizzare, da una parte, gli oltre 26 milioni di carte di debito e prepagate del gruppo Poste Italiane in circolazione in Italia, dall'altra le 4.300 stazioni di servizio Eni, nelle quali transitano in media un milione di persone al giorno, nonche' gli otto milioni di clienti Eni gas e luce, che generano 41 milioni di bollette annue e contano su 150 punti vendita Energy Store. In particolare, Poste Italiane ed Eni effettueranno uno studio per la realizzazione di alcune iniziative al fine di individuare soluzioni che assicurino ai clienti la massima sicurezza e semplicita' nell'esecuzione delle transazioni in modalita' fisica e digitale. Lo studio, in coerenza con il quadro normativo di riferimento, riguardera' varie opzioni di servizi finanziari, quali ad esempio il pagamento dei bollettini premarcati e il prelievo di contante in combinazione con l'erogazione di carburante. Poste Italiane e Eni gas e luce, inoltre, potrebbero in futuro sperimentare nuovi sistemi di rendicontazione delle bollette mediante la tecnologia blockchain, mentre sono gia' attive nuove funzioni per i rimborsi alla clientela Eni gas e luce tramite l'intera rete di Poste Italiane. liv (fine) MF-DJ NEWS

  3. #3
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    Eni tra i big oil vincenti, secondo SocGen. Il report di MF:

    Societe Generale, i big oil vincenti - MilanoFinanza.it

    e questo lo stralcio:

    2) Eni . Prezzo obiettivo di 18,5 euro (total return a 12 mesi del 35,4%) per la compagnia guidata da Claudio Descalzi, che capitalizza a piazza Affari 57,4 miliardi di dollari. Il titolo, che tratta 10,8 volte l'utile 2019 e 2020, ha un rendimento della cedola rispettivamente del 6% e del 6,2%. Il rating è buy (comprare).

  4. #4
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    23/07/201911:43

    Eni: al via nuova produzione deserto Egitto e scoperte near field

    ROMA (MF-DJ)--Eni ha avviato la produzione nella concessione di 'South West Meleiha', nel deserto occidentale egiziano, circa 130 chilometri a Nord dell'oasi di Siwa. La produzione attuale di 5.000 barili di petrolio al giorno e' garantita da 2 pozzi produttori e salira' a 7.000 barili al giorno entro settembre. L'olio e' trasportato e trattato nell'impianto di Melehia operato da Agiba, societa' detenuta pariteticamente da Eni e dall'Egyptian General Petroleum Corporation (Egpc). Le scoperte a olio nel permesso South West Melehia sono state effettuate nel 2018 e nella nuova area e' stata pianificata una campagna di perforazione di nuovi pozzi esplorativi su altri prospetti situati nelle vicinanze, informa una nota. Eni , attraverso la controllata Ieoc, detiene una quota del 50%, e Egpc l'altro 50%, nella development lease di South West Melehia, dove le operazioni sono condotte attraverso Agiba. Agiba ha inoltre effettuato due nuove scoperte 'near field' nelle sequenze geologiche profonde del permesso di sviluppo di Meleiha, precisamente sui prospetti esplorativi denominati Basma e Shemy. Su Basma sono gia' stati perforati 2 pozzi, entrambi gia' in produzione dalla formazione giurassica della Khatabta, mentre Shemy e' attualmente in fase di completamento e di test, dopo aver incontrato sabbie mineralizzate a olio nella formazione Matruh. Nel permesso, inoltre, e' tuttora in corso una campagna di approfondimento di pozzi esistenti nelle sequenze profonde della Alam El Bueib. Questi nuovi pozzi produttori contribuiscono oggi per circa 6.000 barili di olio al giorno alla produzione complessiva di Meleiha. Tutte queste attivita' near field, effettuate nel primo semestre del 2019, contribuiscono con oltre 15.000 barili di olio giorno alla produzione complessiva di Agiba. Nel Delta del Nilo, nella nuova licenza esplorativa onshore di El Qar'a, assegnata nel 2018, Ieoc, tramite Petrobel (societa' operatrice detenuta pariteticamente da Eni e dalla societa' di stato Egyptian General Petroleum Corporation), ha perforato e testato con successo il pozzo El Qar'a North East-1. Il pozzo ha incontrato gas nelle sabbie della formazione Abu Madi erogando oltre 17 milioni di piedi cubi di standard gas al giorno. Non appena ottenuto il permesso di sviluppo, il pozzo potra' essere collegato alle vicine facilities e la produzione sara' inviata all'impianto gas di Abu Madi, operato da Petrobel. Eni , attraverso la controllata Ieoc, detiene una share del 37,5% nel permesso esplorativo El Qar'a assieme a Bp, con il 12,5%, e Egpc con il 50%. Infine, nel golfo di Suez , nel permesso di sviluppo di Abu Rudeis Sidri, dove Ieoc ha una partecipazione del 50% e Egpc del 50%, la stessa Ieoc ha perforato, attraverso Petrobel, una nuova struttura sul prospetto esplorativo denominato Sidri Sud, che e' risultata una nuova scoperta a olio. La nuova scoperta e' stata effettuata attraverso il pozzo Sidri-23 nelle sequenze pre-mioceniche. Si stima che la scoperta possa contenere fino a 200 milioni di barili di olio in posto. Il primo pozzo e' stato completato e subito collegato alla produzione attraverso le infrastrutture esistenti nell'area. Petrobel ha messo a punto un piano di sviluppo della nuova scoperta che prevede almeno 10 pozzi. Eni e' presente in Egitto dal 1954 ed e' il principale produttore nel Paese. La produzione attuale equity e' di circa 350.000 barili di olio equivalente giorno e salira' ulteriormente entro l'anno grazie al ramp-up di Zohr e allo start up del nuovo campo di Baltim South West. gug (fine) MF-DJ NEWS

  5. #5
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    Eni: cede a Qatar Petroleum 13,75% blocchi L11A, L11B, L12 Kenya

    ROMA (MF-DJ)--Eni e Qatar Petroleum hanno firmato oggi un accordo per consentire a Qatar Petroleum di acquisire una quota del 13,75% nei blocchi esplorativi L11A, L11B e L12, nelle acque profonde del Kenya. L'accordo e' soggetto all'autorizzazione delle autorita' keniote. I blocchi L11A, L11B e L12 si trovano in acque con profondita' tra i 1.000 e 2.700 metri, coprono un'area totale di circa 15.000 km2 e posseggono un elevato potenziale esplorativo, informa una nota. Eni e Total attualmente detengono rispettivamente una partecipazione del 55% e del 45%, col Cane a sei zampe operatore. Qatar Petroleum acquisisce complessivamente il 25% della quota in ciascuno dei blocchi, di cui il 13.75% da Eni ed il restante da Total. A seguito dell'accordo il consorzio in ciascuno dei tre blocchi sara' composto da Eni al 41.25%, Total 33.75% e QP al 25%. Questo accordo e' l'ultimo di una serie che Eni ha firmato recentemente con Qatar Petroleum e rafforza ulteriormente la cooperazione strategica in continuo sviluppo tra le due societa'. Eni e Qatar Petroleum sono gia' partner in Oman, Messico, Marocco e Mozambico. Eni e' presente in Kenya dal 2014 attraverso la sua controllata Eni Kenya. gug (fine) MF-DJ NEWS

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    24/07/2019 11:55

    Eni ha scoperto gas e condensati nel blocco 114 nell'offshore del Vietnam

    I risultati del pozzo rivelano un significativo potenziale dell'accumulo di idrocarburi. Eni Vietnam è l'operatore del Blocco 114 con il 50% di partecipazione, mentre Essar E&P detiene il rimanente 50%


    di Francesca Gerosa

    Eni ha scoperto gas e condensati nel blocco 114 nell'offshore del Vietnam. Il colosso oil guidato da Claudio Descalzi ha annunciato che il pozzo esplorativo perforato nel Blocco 114, situato nel bacino del Song Hong, nell'offshore del Vietnam ha confermato la presenza di gas e condensati nel prospect denominato Ken Bau. I risultati del pozzo rivelano un significativo potenziale dell'accumulo di idrocarburi. Eni Vietnam è l'operatore del Blocco 114 con il 50% di partecipazione, mentre Essar E&P detiene il rimanente 50%.

    Il pozzo esplorativo Ken Bau 1X è situato in 95 metri di profondità d'acqua e ha raggiunto i 3606 metri attraversando diversi intervalli mineralizzati a gas e condensati di sabbie intercalati ad argille di età Miocenica, con un spessore totale netto di reservoir di oltre 100 metri. Il pozzo Ken-Bau 1X è stato abbandonato in anticipo rispetto al programma originario per motivi tecnici prima di raggiungere i livelli profondi che possono contenere importanti risorse aggiuntive.

    Eni sta già pianificando, per l'inizio del prossimo anno, una campagna di perforazione per provare il significativo potenziale aggiuntivo della scoperta. Il risultato di Ken Bau rappresenta un'importante svolta nella valutazione del potenziale esplorativo del bacino del Song Hong dove Eni Vietnam opera al 100% anche il vicino Blocco 116. Il gruppo italiano è presente in Vietnam dal 2013 e opera 4 blocchi localizzati nei bacini sotto esplorati di Song Hong e Phu Khanh, nell'offshore del Vietnam centrale.

    Invece ieri in Kenya Eni e Qatar Petroleum hanno firmato un accordo per consentire a quest'ultima di acquisire una quota del 13,75% nei blocchi esplorativi L11A, L11B e L12, nelle acque profonde del Paese. Questi blocchi si trovano in acque con profondità tra i 1.000 e 2.700 metri, coprono un'area totale di circa 15.000 km2 e posseggono un elevato potenziale esplorativo. Eni e Total attualmente detengono, rispettivamente, una partecipazione del 55% e del 45%, con Eni operatore. A seguito dell'accordo il consorzio in ciascuno dei tre blocchi sarà composto da Eni al 41,25%, Total al 33,75% e QP al 25%.

    Al contempo sempre ieri Eni ha comunicato di aver avviato la produzione nel permesso di "South West Meleiha", nel deserto occidentale egiziano. La produzione attuale di 5.000 barili di olio al giorno è garantita da 2 pozzi produttori e salirà a 7.000 barili al giorno entro settembre di quest'anno. Eni , attraverso la sua controllata Ieoc, detiene una share del 50% ed Egpc l'altro 50%, nella development lease di South West Melehia, dove le operazioni sono condotte attraverso Agiba.

    Mentre nel Delta del Nilo, nella nuova licenza esplorativa onshore di El Qar'a, assegnata nel 2018, Ieoc, tramite Petrobel (società operatrice detenuta pariteticamente da Eni e dalla società di stato Egyptian General Petroleum Corporation), ha perforato e testato con successo il pozzo El Qar'a North East-1. Infine, nel golfo di Suez , nel permesso di sviluppo di Abu Rudeis Sidri, dove Ieoc ha una partecipazione del 50% e Egpc del 50%, la stessa Ieoc ha perforato, attraverso Petrobel, una nuova struttura sul prospetto esplorativo denominato Sidri Sud, che è risultata una nuova scoperta a olio. Si stima che la scoperta possa contenere fino a 200 milioni di barili di olio in posto.

    "Eni ha comunicato che la produzione attuale equity in Egitto è di circa 350.000 boed, il 19% dei volumi upstream del gruppo, e salirà ulteriormente entro l'anno grazie al ramp-up di Zohr e allo start up di Baltim South West", fa presente Equita (rating buy e target price a 20 euro). "Riteniamo che il comunicato confermi l'eccezionale performance di Eni in Egitto grazie al relativamente recente numero di scoperte e il time-tomarket nello sviluppo delle stesse. Al momento, le nuove produzioni non modificano significativamente le nostre ipotesi sui volumi". A Piazza Affari il titolo Eni segna un calo dello 0,35% a 14,34 euro anche se il prezzo del greggio sale ancora (Wti +0,32% a 56,95 dollari al barile) a causa delle tensioni nel Golfo Persico.

  7. #7
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    24/07/2019 15:28

    Eni: da inizio buy-back detiene 1,11% capitale

    ROMA (MF-DJ)--Eni ha acquistato nel periodo compreso tra il 15 e il 19 luglio 2019 n. 1.350.962 azioni proprie, al prezzo medio ponderato di 14,47492 euro per azione, per un controvalore complessivo di 19.555.067,34 euro nell'ambito dell'autorizzazione all'acquisto di azioni proprie deliberata dall'assemblea di Eni del 14 maggio 2019, gia' oggetto di informativa ai sensi dell'art. 144-bis del Regolamento Consob 11971/1999. Dall'inizio del programma, informa una nota, Eni ha acquistato n. 7.284.810 azioni proprie (pari al 0,20% del capitale sociale) per un controvalore complessivo di 104.876.704,40 euro. A seguito degli acquisti effettuati fino al 19 luglio 2019, considerando le azioni proprie gia' in portafoglio, Eni detiene n. 40.330.007 azioni proprie pari allo 1,11% del capitale sociale. gug (fine) MF-DJ NEWS

  8. #8
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    25/07/201914:21

    Eni: perfora con successo pozzo Agogo-2 in Angola

    ROMA (MF-DJ)--Eni ha perforato con successo il pozzo Agogo-2, primo pozzo di appraisal della scoperta di Agogo, nel Blocco 15/06, nell'offshore dell'Angola. I risultati confermano la stima di 650 milioni di olio in posto e mostrano ulteriore potenziale nella zona nord, che sara' oggetto del prosieguo della campagna di delineazione. Agogo-2 e' stato perforato dalla nave di perforazione Poseidon a circa 3 km a nord-ovest dal pozzo di scoperta Agogo-1, a circa 180 km dalla costa e 23 km a ovest dalla FPSO N'Goma (West Hub), in una profondita' d'acqua di 1.700 metri, raggiungendo una profondita' totale di 3.949 metri. Agogo-2 ha incontrato 58 metri netti di olio leggero (31* API) in arenarie di eta' Miocenica e Oligocenica con eccellenti proprieta' petrofisiche e conferma l'estensione della scoperta di Agogo a nord del pozzo di scoperta, al di sotto dei diapiri salini. Il pozzo e' infatti stato progettato e perforato in alta deviazione per raggiungere le sequenze presenti al di sotto del diapiro salino, per provare l'esistenza dei reservoir e della mineralizzazione anche in questa parte della megastruttura di Agogo. Nel pozzo e' stata effettuata un'intensa campagna di acquisizione dati che ha indicato una capacita' produttiva del pozzo superiore ai 15.000 barili di olio/giorno. La Joint Venture del Blocco 15/06, formata da Eni (operatore, 36,8421%), Sonangol P&P (36,8421%) e SSI Fifteen Limited (26,3158%), intende portare in produzione il primo pozzo di Agogo entro il 2019, collegandolo alla FPSO di N'Goma. Nel frattempo Eni continuera' le operazioni di delineazione per valutare il pieno potenziale della scoperta e dimensionarne adeguatamente lo sviluppo. pev (fine) MF-DJ NEWS

  9. #9
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    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.

  10. #10
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