Il Consiglio di Amministrazione di Saras ha approvato il piano industriale triennale per il periodo 2018-2021.
Le priorità strategiche sono le seguenti: il completamento del ciclo di investimenti avviato nel 2015, l’ottimizzazione della produzione e miglioramento della performance anche grazie al focus sulla digitalizzazione, il consolidamento del modello di business basato sulla gestione integrata della supply chain e l’ottimizzazione dei costi per bilanciare i più elevati costi legati all’HSE e alla manutenzione.
Tale visione strategica si inserisce in uno scenario di riferimento favorevole all’industria della raffinazione: la già robusta domanda di prodotti raffinati dovrebbe infatti beneficiare, a partire dalla seconda metà del 2019, degli effetti della regolamentazione sul contenuto di zolfo nei motori marini (normativa IMO), che dal 1° gennaio 2020 dovrà essere ridotta dal 3,5 allo 0,5 per cento. Nuove regole che dovrebbero rafforzare il valore del diesel a discapito dell’olio combustibile ad alto contenuto di zolfo, aumentando di conseguenza i margini di raffinazione per gli impianti ad alta conversione come quello di Saras.
Assumendo un atteggiamento comunque prudenziale, il management prevede nel 2021 un graduale aumento delle quotazioni del Brent fino ai 70 $/bl, mentre per i prodotti raffinati è previsto un crack spread della benzina in lieve calo a 9,2 $/bl e un crack spread del gasolio in salita a 16,6 $/bl. L’EMC Benchmark, che riflette il margine di raffinazione dopo i costi variabili, è invece previsto aumentare da 2,5 $/bl del 2018 a 4,8 $/bl del 2020, per poi scendere a 3,5 $/bl nel 2021 con la normalizzazione della normativa IMO.
Nello scenario appena descritto, a livello di costi, il management prevede costi fissi complessivi dei segmenti Raffinazione e Generazione di Energia Elettrica pari a circa 350-360 milioni all’anno, in linea con il buon livello raggiunto nel 2017.
Focus del business plan è il piano di investimenti, che dovrebbero raggiungere un ammontare complessivo di 800 milioni nell’arco dei tre anni. Il Capex sarà distribuito in investimenti ordinari di mantenimento della capacità produttiva (fra cui si segnalano 45 milioni destinati alla manutenzione decennale dell’impianto IGCC che ne prolungherà la vita utile fino al 2031), nel rispetto delle normative HSE e nel miglioramento dell’affidabilità e nelle iniziative di digitalizzazione.
Ciò permetterà di sfruttare le leve operative, gestionali e strategiche e generare così un contributo a livello di Ebitda di circa 15 milioni nel 2018, per poi arrivare a 65 milioni nel 2021.
Sempre a livello di redditività, il segmento Raffinazione è atteso generare un premio rispetto all’EMC Benchmark in crescita da 2,5-3 $/bl del 2018 a 5 $/bl del 2020, mentre nello stesso periodo il segmento Power Generation dovrebbe raggiungere un Ebitda comparable di circa 190 milioni all’anno.
Il segmento Power Generation, ovvero l’impianto IGCC, sarà poi incluso in quello della Raffinazione a partire dal 2021, anno nel quale è previsto un premio sul benchmark pari a 7 $/bl.
Per il segmento Marketing l’Ebitda comparable è stimato di 10-12 milioni l’anno, grazie all’attività di razionalizzazione già avviata, mentre per l’Eolico la redditività lorda è attesa a circa 5-10 milioni, considerando il termine dei meccanismi di incentivazione.
Per supportare l’evoluzione fin qui indicata, il piano prevede una generazione di cassa dalla gestione operativa complessiva pari a 1.950-2.050 milioni, capace di sostenere non solo gli investimenti ma anche di rafforzare ulteriormente la solidità patrimoniale del gruppo e remunerare gli azionisti con dividendi compresi fra il 40 e il 60 per cento dell’utile netto comparable.
