Eni ha chiuso il secondo trimestre 2021 con un utile operativo adjusted di 2 miliardi, in forte miglioramento rispetto alla perdita 434 milioni del 2Q20 e superiore agli 1,62 miliardi stimati dagli analisti. Oltre le attese anche l’utile netto adjusted pari a 929 milioni (570 milioni), tornando sui livelli pre-Covid. I risultati conseguiti, allo scenario di riferimento Brent di 65 dollari, hanno consentito di riportare il dividendo a livello pre-pandemia a 0,86 euro per azione e avviare un programma di acquisto azioni proprie da 400 milioni.
Nel secondo trimestre 2021 il fatturato consolidato di Eni è raddoppiato a 16,3 miliardi, mentre il risultato operativo adjusted è migliorato a 2,045 miliardi (1,62 miliardi il consensus) dalla perdita di 434 milioni del 2Q20 per effetto del miglioramento dello scenario upstream guidato dalla ripresa delle quotazioni del petrolio (Brent +130% in dollari) e del gas naturale, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dalle minori produzioni per maggiore attività manutentiva.
Nel complesso la maggiore performance del Gruppo di +2,5 miliardi è dovuta per 2,4 miliardi alla ripresa dello scenario energetico.
Il risultato netto adjusted è passato da una perdita di 714 milioni nel 2Q20 a un utile di 929 milioni (570 milioni il consensus), per effetto della crescita dell’utile operativo, mentre nelle partecipazioni la migliore performance di Vår Energi è stata compensata dal risultato negativo di Saipem.
Per quanto riguarda i singoli business, l’Exploration & Production ha riportato un incremento dell’Ebit adjusted del 34% rispetto al trimestre precedente a 1,84 miliardi, grazie al progressivo ribilanciamento dei fondamentali della domanda e offerta petrolifera globale, nonostante le fermate stagionali di alcune produzioni. Il confronto con il corrispondente trimestre 2020 riflette invece il consistente rimbalzo dalla fase più acuta della crisi con un incremento di risultato da una perdita di 807 milioni all’utile di 1.841 milioni, sostenuto dalla piena ripresa dello scenario petrolifero con il greggio di riferimento Brent aumentato di oltre il 130% (media secondo trimestre 2021 vs secondo trimestre 2020).
La produzione di idrocarburi è diminuita su base annua del 7,6% di 1,597 milioni di boe/giorno, che si ridetermina in -5% a parità di prezzo. La flessione è dovuta ai maggiori interventi manutentivi in Norvegia, Italia e Regno Unito che nel periodo di confronto furono differiti, alla minore attività in Nigeria e al declino di giacimenti maturi. La forte crescita in Egitto guidata dal giacimento Zohr e sostenuta dalla ripresa internazionale della domanda gas e dal riavvio dell’impianto di liquefazione di Damietta, nonché lo start-up di Merakes in Indonesia hanno in parte compensato tali riduzioni.
La produzione di petrolio nel trimestre è stata di 779 mila barili/giorno (-9% a/a), mentre la produzione di gas naturale è stata di 123milioni di metri cubi/giorno (-7% a/a)
Il settore Global Gas & LNG Portfolio ha riportato un utile operativo adjusted di 24 milioni, in calo rispetto alla performance dello stesso periodo 2020 (utile di 130 milioni) per effetto della significativa contrazione dello spread PSV-TTF e dell’impatto delle ottimizzazioni di portafoglio una tantum realizzate lo scorso anno, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dai benefici da rinegoziazione dei contratti gas. contrazione dello spread PSV-TTF.
Il business Refining & Marketing ha registrato una perdita operativa adjusted di 12 milioni, in netto peggioramento rispetto al periodo di confronto (utile di 139 milioni nel 2Q20) a causa della perdurante crisi dello scenario di raffinazione dovuta alla pandemia, come evidenzia la lenta ripresa del trasporto aereo civile e altre dislocazioni di mercato. Positiva la performance del Marketing, che beneficia di maggiori volumi commercializzati, favoriti dalla progressiva riapertura dell’economia, in parte compensati dai minori margini.
Il business della Chimica ha registrato un utile operativo adjusted di 202 milioni, in netto miglioramento rispetto alla perdita di 66 milioni del 2Q20 grazie alla ripresa della domanda globale di commodity in settori finali chiave, sostenendo i volumi e i margini, nonché del maggiore contributo della chimica rinnovabile. Inoltre, il settore ha potuto catturare volumi di vendite addizionali (volumi cresciuti del 12% nel secondo trimestre rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente) grazie alla maggiore disponibilità degli impianti, sfruttando il rimbalzo della domanda e il minore import da paesi produttori (USA e Medio Oriente).
Infine, il business retail gas&power e rinnovabili ha registrato un utile operativo adjusted in aumento del 27,1% a 108 milioni.
Dal lato patrimoniale l’indebitamento finanziario è pari a 15,3 miliardi, in calo rispetto ai 17,5 miliardi al 31 marzo 2021, con un leverage sceso a 0,38x da 0,44x, dopo un robusto flusso di cassa operativo di 2,8 miliardi a fronte di capex netti pari a 1,52 miliardi. Escludendo la lease liability – IFRS 16, l’indebitamento finanziario netto si ridetermina in 10 miliardi.
Confermato l’outlook per il 2021 con una produzione di idrocarburi di circa 1,7 milioni boe/giorno, con una produzione nel terzo trimestre attesa a 1,68 milioni di boe/giorno
Previsto un cash flow operativo ante working capital superiore a 10 miliardi assumendo 65 $/bbl di Brent e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo.
Capacità rinnovabile installata e in costruzione in forte crescita con target a fine anno pari a 2 GW, in significativo aumento rispetto alla precedente previsione di circa 1 GW. Grazie anche alle recenti acquisizioni, si stima che la capacità installata passi dal target iniziale di 0,7 GW a 1,2 GW a fine 2021.
Infine, il Cda di Eni, avendo valutato il miglioramento dei fondamentali dello scenario energetico e le prospettive di evoluzione del mercato, ha deliberato uno scenario di riferimento Brent di 65 $/bbl che in funzione della politica di remunerazione degli azionisti ha determinato un dividendo annuale 2021 di 0,86 euro per azioni, in crescita di oltre il 100% rispetto al 2020 e tornando a livelli pre-Covid. Avviato inoltre un programma di buy-back da 400 milioni per i prossimi sei mesi.
