Eni S p A : 2021 Fourth Quarter Results Comunicato Stampa

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Roma

18 febbraio 2022

Eni: risultati del quarto trimestre e dell'esercizio 2021

Principali dati quantitativi ed economico‐finanziari

3Q				4Q
2021			2021	2020	var %
73,47	Brent dated	$/barile	79,73	44,23	80
1,179	Cambio medio EUR/USD		1,144	1,193	(4)
491	Prezzo spot del Gas Italia al PSV	€/mgl mc	987	156	533
(9)	Spread PSV vs. TTF		12	1	..
(0,4)	Standard Eni Refining Margin (SERM)	$/barile	(2,2)	0,2	..
1.688	Produzione di idrocarburi	mgl di boe/g	1.737	1.713	1
2.492	Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾	€ milioni	3.809	488	681
2.444	E&P		3.640	802	354
50	Global Gas & LNG Portfolio (GGP)		536	(101)	631
186	R&M e Chimica		(105)	(104)	..
64	Plenitude & Power		97	132	(27)

Esercizio
2021	2020	var %
70,73	41,67	70
1,183	1,142	4
487	112	335
1	12	(92)
(0,9)	1,7	..
1.682	1.733	(3)
9.667	1.898	409
9.303	1.547	501
580	326	78
151	6	..
471	465	1

1.431	Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾	2.110	50	..
0,40	per azione ‐ diluito (€)	0,58	0,01
1.203	Utile (perdita) netto ⁽ᵇ⁾	3.822	(797)
0,33	per azione ‐ diluito (€)	1,06	(0,22)
3.339	Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾	4.617	1.582	192
2.933	Flusso di cassa netto da attività operativa	5.825	988	490
1.136	Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ⁽ᶜ⁾	1.775	1.209	47
11.309	Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16	8.987	11.568	(22)
16.622	Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16	14.324	16.586	(14)
40.280	Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi	44.823	37.493	20
0,28	Leverage ante lease liability ex IFRS 16	0,20	0,31
0,41	Leverage post lease liability ex IFRS 16	0,32	0,44

4.740	(758)	..
1,30	(0,21)
6.128	(8.635)
1,69	(2,42)
12.713	6.726	89
12.851	4.822	167
5.817	4.970	17
8.987	11.568	(22)
14.324	16.586	(14)
44.823	37.493	20
0,20	0,31
0,32	0,44

1. Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non‐GAAP measure a pag. 21.
2. Non include alcuna stima sul risultato della partecipazione Saipem per il 4Q 2021.
3. Esclude acquisizioni del controllo di business o di quote di minoranza ed altri item non organici.

Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Lucia Calvosa, ha approvato i risultati consolidati dell'esercizio e del quarto trimestre 2021 (non sottoposti a revisione contabile). Esaminando i risultati, Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

"Nel corso del 2021 abbiamo raggiunto risultati eccellenti e accelerato la nostra strategia di trasformazione che fa leva sull'integrazione di tecnologie, nuovi modelli di business e stretta collaborazione con i nostri stakeholders. La rigorosa disciplina finanziaria e la riduzione dei costi messe in campo in seguito alla crisi pandemica ci hanno consentito di cogliere al meglio la forte ripresa economica del 2021. L'Upstream continua da un lato a fornirci le risorse per alimentare la nostra strategia di decarbonizzazione, mentre i business legati alla transizione, come quelli raccolti nella nuova società Plenitude, offrono dall'altro lato il loro importante contributo. In questo modo abbiamo consolidato un EBIT di €9,7 mld e un utile netto adjusted di €4,7 mld, il più alto dal 2012, quando il Brent superò $110/barile. La forte generazione di cassa, che ha beneficiato anche della selettività nelle scelte di spesa, ha reso disponibili €7,6 mld di free cash flow organico, in grado di accelerare la crescita dei business green e di coprire dividendi e buy‐back già ritornati a livelli pre‐pandemia, e ridurre il rapporto d'indebitamento al 20%, rispetto al 31% dello scorso anno. Continua inoltre la trasformazione del portafoglio per estrarre valore dai nostri business, ottimizzare il costo del capitale e massimizzare la crescita. La quotazione di Plenitude, che integra rinnovabili, clienti e e‐mobility, ci consentirà di raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni scope 3 dei nostri clienti domestici. Anche il portafoglio upstream rimane una importante leva di creazione di valore per la transizione energetica, come dimostra il successo della quotazione di Vår Energi presso la borsa norvegese, la più grande IPO di una società O&G da oltre un decennio, e la prossima creazione insieme a BP di un veicolo strategico in Angola che combinerà le operazioni dei due partner. Infine, stiamo ampliando le leve necessarie per abbattere le emissioni dei nostri impianti e dei nostri clienti industriali attraverso il progetto HyNet per la cattura e stoccaggio della CO2 in UK, i progetti di agro‐hub per la fornitura di biofeedstock delle nostre bioraffinerie, e il test di successo della fusione magnetica condotto da CFS di cui siamo i principali azionisti. In sintesi, il 2021 è stato un anno di conferma della efficacia della strategia che abbiamo lanciato fin dall'inizio della pandemia, e che ci ha permesso in pochi mesi di riportare la struttura patrimoniale a livelli pre‐crisi e, nel contempo, di rafforzare il nostro piano di transizione."

‐ 1 ‐

Highlight

ECCELLENTI RISULTATI NEL 2021, PASSI FONDAMENTALI NELLA VALORIZZAZIONE DEL PORTAFOGLIO E NEI PROGETTI DI DECARBONIZZAZIONE

Risultati operativi ed economico-finanziari

• La disciplina finanziaria e la riduzione dei costi implementate in risposta alla crisi del COVID-19 hanno consentito a Eni di cogliere l'upside della forte ripresa economica del 2021 con un EBIT adjusted FY di €9,7 mld (con un incremento di €7,8 mld vs. 2020, +400%).
• Utile netto adjusted di €4,7 mld, il più alto dal 2012, per effetto della performance operativa, dei migliori risultati delle partecipazioni all'equity e per il sensibile recupero dello scenario upstream.
• Nell'esercizio 2021 realizzato un flusso di cassa di €12,7 mld che ha finanziato capex netti di €5,8 mld. Free cash flow organico di €7,6 mld.
• La generazione di cassa organica è in grado di coprire il pagamento dei dividendi e il buy-back (in totale €2,8 mld), la manovra di portafoglio a sostegno dei business della transizione (€2,1 mld) e permette di ridurre il debito netto a €9 mld e il rapporto di leva a 0,20 vs. 0,31 a fine 2020.
• E&P: EBIT adjusted a €9,3 mld, +500% vs esercizio 2020, mantenendo una forte disciplina di investimento ed un livello produttivo di 1,7 milioni boe/g.
• EBITDA adjusted Plenitude: €0,6 mld in crescita del 25%; portafoglio clienti retail superiore a 10 milioni.
• Capacità installata da fonti rinnovabili più che triplicata nel 2021 e pari a circa 1,2 GW (oltre 2 GW inclusi gli asset in costruzione) sostanzialmente riferita a Plenitude.
• In esplorazione conseguiti eccellenti risultati sulla attività near field e in bacini maturi, con oltre 700 mln boe di nuove risorse. Si segnala in particolare l'accumulo di Baleine in Costa d'Avorio, che sarà sviluppata in modalità fast-track con avvio della produzione entro fine 2023, e sarà il primo sviluppo in Africa a zero emissioni nette (Scope 1 e 2).

Portafoglio

• Avviato l'iter di quotazione di Plenitude, la controllata Eni che integra i business delle rinnovabili, della vendita retail di energia e dei punti di ricarica per veicoli elettrici con l'obiettivo di decarbonizzare il portafoglio clienti Eni.
• Collocata presso il mercato norvegese una quota di circa il 12,7% di Vår Energi (inclusa la quota dell'opzione greenshoe), nell'ambito della più grande IPO del settore O&G europeo da oltre una decade.
• In Angola avanza la costituzione con BP di una nuova business combination a controllo congiunto che permetterà di accelerare lo sviluppo degli asset nel paese.

Iniziative per la decarbonizzazione

• Nell'ambito delle iniziative relative al trasporto e stoccaggio della CO2, il progetto HyNet nella baia di Liverpool, a guida Eni, è stato inserito dalle autorità britanniche tra le iniziative prioritarie per l'accesso ai fondi pubblici nell'ambito del piano di decarbonizzazione del Paese.
• In Africa in collaborazione con i governi di Kenya, Angola, Congo e Costa d'Avorio stiamo facendo passo avanti nei progetti di biofuel attraverso la creazione di filiere integrate di agro-biofeedstock non in competizione con la catena alimentare per approvvigionare le bio-raffinerie Eni e decarbonizzare il mix energetico locale.
• Commonwealth Fusion System, la venture di cui siamo sponsor che conduce attività di ricerca e sviluppo sulla fusione magnetica, ha ottenuto un importante breakthrough nella sperimentazione dei superconduttori per il contenimento del plasma di fusione. Completato il funding della successiva fase che ha l'obiettivo di produrre energia da fusione in un impianto dimostrativo entro il 2025.
• Emesso il primo sustainability-linked bond del settore O&G per un valore da €1 miliardo con un rendimento parametrato al conseguimento di obiettivi di decarbonizzazione (riduzione intensità emissiva E&P e target di capacità installata da rinnovabili).
• Annunciato il primo Energy Compact, committment pubblico volontario riconosciuto dall'ONU per accelerare il progresso verso il conseguimento dello "SDG" n. 7 "Energia accessibile e pulita".
• Significativi avanzamenti Eni nei ranking ESG grazie ai progressi nella decarbonizzazione con l'inclusione
• • 2 ‐

tra le prime dieci società del nuovo indice MIB ESG di Euronext, la conferma di posizioni leader nei principali ratings ESG e indici specializzati (Gender-Equality Index (GEI) di Bloomberg, MSCI, Sustainalytics, V.E, FTSE4Good Developed Index), e il Prime Status dal rating ISS ESG. Risultati di eccellenza sono stati conseguiti anche negli indici con focus clima (Climate Action 100+ Net Zero Benchmark, Carbon Tracker, Transition Pathway Initiative) e nella conferma della leadership nel CDP Climate Change e nei questionari Water Security.

Scenario 4Q 2021

• Il 4Q 2021 ha registrato una volatilità senza precedenti nel mercato dell'energia.
• L'accelerazione della ripresa macroeconomica globale sostenuta dal riavvio delle attività traina la domanda di petrolio, gas naturale ed energia elettrica in modo sincrono in tutte le geografie.
• I timori legati ai possibili impatti sull'attività economica della nuova variante "Omicron" del COVID-19 hanno avuto breve durata: il prezzo del petrolio dopo una correzione di circa il 15% a fine novembre ha ripreso la traiettoria rialzista sostenuto dai robusti fondamentali e dal costante assorbimento delle scorte; media 4Q '21 a 80 $/bbl (+9% vs 3Q '21; quasi raddoppiato vs corrispondente periodo 2020). Nel mese di gennaio 2022 il prezzo del Brent ha segnato i massimi dal 2014.
• Mercato europeo del gas caratterizzato da condizioni estreme a causa dell'offerta "corta" e delle incertezze sui flussi di approvvigionamento dalla Russia: prezzo spot all'hub continentale "TTF" che ha raggiunto a dicembre 180 €/MWh per poi ripiegare sulla media del 4Q '21 di circa 92 €/MWh (+95% vs 3Q '21; +529% vs 4Q '20); valori allineati per il prezzo spot Italia "PSV".
• Condizioni analoghe sono state registrate nel mercato wholesale dell'energia elettrica con il prezzo "PUN" Italia al valore medio di 243 €/MWh nel 4Q '21 (+380%) e un picco di 440 €/MWh.
• Margini di raffinazione: ulteriore peggioramento nel 4Q '21 a -2,2 $/bbl (più che quintuplicato vs. 3Q '21) a causa dell'aumento del costo del metano.
• Costo delle emission allowance di 4Q '21 pari a 68 €/ton, +8% vs 3Q '21, più che raddoppiato vs 4Q '20.
• Margini di prodotti chimici: il margine del cracker nel 4Q '21 è pari a 311 €/ton in riduzione dell'11% rispetto al 3Q '21 e del 5% rispetto al 4Q '20, nell'anno la riduzione si attesta all'11%; ancora sostenuti gli spread di elastomeri, stirenici e polietilene.

Highlight finanziari 4Q 2021

• EBIT adjusted di Gruppo: €3,8 mld nel quarto trimestre 2021, +53% vs. 3Q 2021. Il risultato di Gruppo del quarto trimestre 2021 è stato trainato dalla performance positiva di tutti i settori:
• • E&P: EBIT di €3,64 mld in aumento del 49% vs. 3Q 2021 (+354% vs. stesso periodo del 2020) per effetto del rafforzamento dello scenario prezzi e dell'aumento del 3% della produzione a 1,74 mln boe/g.
  • GGP: ottima performance nel quarto trimestre con un EBIT di €536 mln, +€486 mln rispetto al 3Q 2021, che ha fatto leva sulle ottimizzazioni di portafoglio e le rinegoziazioni contrattuali.
  • Plenitude & Power: EBIT a €97 mln in aumento del 52% vs. 3Q 2021 per la stagionalità.
  • R&M: EBIT negativo di €36 mln rispetto all'utile di €161 mln del 3Q 2021. Rispetto al quarto trimestre 2020 il business ha registrato un miglioramento di €23 mln per effetto dei maggiori volumi venduti dai business commerciali, trainati dalla ripresa dei consumi.
  • Chimica: perdita di €69 mln, in peggioramento di €94 mln rispetto al 3Q 2021 per effetto dei margini in via di normalizzazione e del posticipo del programma di manutenzioni per cogliere lo scenario eccezionale del 2Q 2021.
• Utile netto adjusted: €2,1 mld nel quarto trimestre 2021 con un incremento del 47% vs. 3Q 2021 dovuto alla capacità di catturare lo scenario e alla crescita della produzione.
  Il confronto con i corrispondenti reporting period 2020 caratterizzati dalla crisi del COVID-19 evidenzia recuperi di ampie proporzioni: +€2,1 mld e +€5,5 mld rispettivamente vs. quarto trimestre ed esercizio 2020.
• • 3 ‐

• Flusso di cassa operativo (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo): €4,6 mld nel quarto trimestre 2021 a fronte di capex netti pari a €1,8 mld.
• Portafoglio: esborsi netti di circa €2,9 mld nel 2021, che includono il debito acquisito, interamente dedicati all'accelerazione della crescita delle rinnovabili e dei business low-carbon.
• Indebitamento finanziario netto (ante IFRS 16) pari a €9 mld, -€2,6 mld vs. 31 dicembre 2020. Leverage in riduzione a 0,20 vs 0,31 a fine 2020.
• Buy-back: concluso a dicembre il programma di riacquisto di azioni proprie 2021 da €400 mln, avviato nell'agosto 2021; nell'ambito del programma sono state acquistate complessivamente 34,11 mln di azioni.
• Confermata proposta dividendo 2021 già annunciata al mercato di €0,86 per azione, di cui €0,43 versati in sede di acconto a settembre 2021.

Outlook 2022

Le prospettive del business e i principali target industriali e finanziari a breve/medio e lungo termine saranno illustrati nella Strategy Presentation prevista per il 18 marzo. Il contenuto del Capital Markets Day sarà diffuso con un comunicato stampa emesso nella stessa giornata, disponibile sul sito web di Eni (eni.com), e secondo le altre modalità previste dai listing standard.

‐ 4 ‐

Business overview

Exploration & Production

• Produzione d'idrocarburi del quarto trimestre di 1,74 milioni di boe/g, +2,7% rispetto allo stesso trimestre del 2020 a parità di prezzo e +3,2% vs 3Q 2021. Nell'anno 1,7 milioni di boe/g a parità di prezzo, in linea con la guidance.
  Crescita sostenuta per effetto del ramp-up delle produzioni gas dei giant Zohr in Egitto e Merakes in Indonesia, quest'ultimo avviato in aprile.
  Su base annua, la performance è stata condizionata dalla maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e Regno Unito, dalla minore attività in Nigeria e dal declino dei campi maturi.
  Contributo da avvii/crescite di 70 mila boe/giorno (in media nell'esercizio), in particolare Merakes in Indonesia, Berkine in Algeria, il progetto gas Mahani nell'Emirato di Sharjah (EAU), nonché i "tie-in" delle scoperte satelliti Cuica e Cabaca North nel Blocco 15/06 nell'offshore angolano.
• L'attività esplorativa bilanciata tra iniziative near field/ILX e selezionate iniziative di frontiera ha individuato oltre 700 milioni di boe di nuove risorse.
• • La principale scoperta dell'anno è stata Baleine nel blocco CI-101 operato, offshore Costa d'Avorio, che ha identificato un accumulo stimato di circa 2 miliardi di barili di olio in posto e 2,4 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato.
  • Le scoperte near-field dell'anno sono state conseguite in Angola, Norvegia, Regno Unito, Messico, Ghana, Indonesia ed Egitto.
• Nell'esercizio 2021 il portafoglio esplorativo è stato rinnovato con circa 15.800 chilometri quadrati di nuovi permessi in Angola, Costa d'Avorio, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Norvegia, Regno Unito e Vietnam.
• Nel febbraio 2022, l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo XF-002 nel Blocco 2 (Eni 70%, operatore), offshore Abu Dhabi. Le operazioni di perforazione sono in corso; previsto il completamento nel secondo trimestre del 2022.
• Definito con le autorità della Costa d'Avorio il piano di sviluppo della scoperta di Baleine in modalità fast-track e per fasi con avvio in early production a fine 2023 e successivo ramp-up. Il progetto sarà il primo sviluppo a net-zero emission (Scope 1 e 2) del continente africano.
• Aggiudicate cinque licenze esplorative in Egitto, quattro delle quali in qualità di operatore, nell'offshore e onshore egiziano, a seguito della positiva partecipazione al bando Egypt International Bid Round for Petroleum Exploration and Exploitation 2021. Le licenze sono distribuite nei bacini di maggior interesse per Eni: Mediterraneo Orientale, Deserto Occidentale e Golfo di Suez, per una superficie totale di circa 8.410 chilometri quadrati.
• Eni attraverso Vår Energi, come risultato del processo di gara definito "2021 Awards in Predefined Areas" (APA) gestito dal Ministero norvegese del Petrolio ed Energia, si è aggiudicata 10 nuove licenze esplorative in Norvegia di cui 5 come operatore, distribuite su tutti e tre i principali bacini minerari della piattaforma continentale norvegese (NCS).
• Valorizzazione del portafoglio:
• • Angola: proseguono le attività con BP per dare esecuzione alla business combination dei rispettivi portafogli upstream nel Paese.
  • Eni e il fondo di private equity HitecVision, azionisti di Vår Energi, hanno completato l'iter di quotazione della venture presso la borsa locale in linea con la strategia Eni di realizzarne il pieno valore dei propri asset e di liberare risorse addizionali per finanziare la crescita dei business della transizione. Il closing è avvenuto il 16 febbraio con il collocamento di un interest di circa il 12,7%, inclusa la quota dell'opzione greenshoe.
• Iniziative di decarbonizzazione:
• • Firmato con le autorità della Costa d'Avorio un Memorandum of Understanding (MoU) che, in analogia
  • • 5 ‐