Eni ha chiuso il primo trimestre 2019 con ricavi in crescita del 3,4% a 18,5 miliardi e un Ebit adjuted in calo dell’1,1% a 2.354 milioni (2.530 milioni il consensus), complice anche l’effetto del deconsolidameno di Eni Norge nell’ambito dell’operazione Var Energi.
La produzione invece ha segnato una diminuzione dell’1,9% a 1,83 milioni di boe/giorno risentendo della cessazione del contratto produttivo Intisar in Libia avvenuta a partire dal terzo trimestre 2018, in parte compensato dal ramp up di Zohr e dei progetti avviati lo scorso anno per circa 200 mila boe/giorno.
Nel dettaglio, il business E&P ha segnato un incremento dell’utile operativo adjusted del 10,7% a 2.308 milioni (2.350 milioni il consensus) grazie alla solida performance industriale trainata dall’effetto positivo volume/mix per il maggior contributo di barili a redditività più elevata.
Il settore Gas & Power ha registrato un utile operativo adjusted in aumento a 372 milioni (270 milioni il consensus), mentre i settori Refining & Marketing e della Chimica hanno registrato un risultato negativo rispettivamente di 9 e 46 milioni a causa dello scenario nettamente sfavorevole, in particolare per la conversione dei greggi pesanti e per tutti i margini delle commodity chimiche.
Il risultato netto adjusted è aumentato dell’1,4% a 992 milioni (1.050 milioni il consensus), anche grazie alla riduzione del tax rate consolidato (-2 punt percentuali) dovuto principalmente al deconsolidamento delle attività in Norvegia.
L’indebitamento finanziario netto si è attestato a 14.496 milioni, in aumento di circa 6.207 milioni rispetto al 31 dicembre 2018 principalmente per effetto della rilevazione iniziale della lease liability in applicazione dell’IFRS 16.
Di conseguenza, il leverage è salito a 0,27x, rimanendo stabile a 0,16x al netto del lease liability ex IFRS 16.
Infine, la società ha confermato per il 2019 il target di crescita del 2,5% della produzione di idrocarburi allo scenario di budget di 62 $/barile e al netto delle operazioni di portafoglio.
Confermata anche la guidance di 8 miliardi di Capex e i target di cash neutrality indicati nel Piano, con la copertura degli investimenti organici e del dividendo allo scenario Brent di circa 55 $/barile ante effetti Ifrs 16, recependo i quali il target si rideterminerebbe in circa 52 dollari.
Per il G&P il risultato operativo è atteso a circa 500 milioni come da guidance e il portafoglio clienti retail è previsto in crescita per lo sviluppo del business power. Per il Refining & Marketing e Chimica il margine di raffinazione di breakeven è previsto a circa 3,5 $/barile a fine 2019 con la piena operatività del sistema industriale e la riapertura del differenziale tra greggi leggeri e greggi pesanti.
