Eni S p A : 2021 Second Quarter Results Comunicato Stampa

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Roma

30 luglio 2021

Eni: risultati del secondo trimestre e del semestre 2021

Principali dati quantitativi ed economico-finanziari

I Trim.				II Trim.				I Sem.
2021			2021	2020	var %		2021	2020	var %
60,90	Brent dated	$/barile	68,83	29,20	136	64,86	39,73	63
1,205	Cambio medio EUR/USD		1,206	1,101	9	1,205	1,102	9
198	Prezzo spot del Gas Italia al PSV	€/mgl mc	264	74	256	231	97	138
3	Spread PSV vs. TTF		1	18	(94)	2	17	(90)
(0,6)	Standard Eni Refining Margin (SERM)	$/barile	(0,4)	2,3	..	(0,5)	2,9	..
1.704	Produzione di idrocarburi	mgl di boe/g	1.597	1.729	(8)		1.650	1.760	(6)
1.321	Utile (perdita) operativo adjusted ⁽ᵃ⁾	€ milioni	2.045	(434)	..	3.366	873	286
1.378	E&P		1.841	(807)	..	3.219	230	..
(30)	Global Gas & LNG Portfolio (GGP)		24	130	(82)	(6)	363	(102)
(120)	R&M e Chimica		190	73	160	70	89	(21)
202	Eni gas e luce, Power & Renewables		108	85	27	310	276	12

270	Utile (perdita) netto adjusted ⁽ᵃ⁾⁽ᵇ⁾	929	(714)	..
0,08	per azione - diluito (€)	0,24	(0,20)
856	Utile (perdita) netto ⁽ᵇ⁾	247	(4.406)
0,24	per azione - diluito (€)	0,06	(1,23)
1.960	Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo ⁽ᵃ⁾	2.797	1.148	144
1.376	Flusso di cassa netto da attività operativa	2.717	1.403	94
1.387	Investimenti (tecnici e in partecipazioni) netti ⁽ᶜ⁾	1.519	957	59
12.239	Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16	10.040	14.329	(30)
17.507	Indebitamento finanziario netto post passività per leasing ex IFRS 16	15.323	19.971	(23)
39.957	Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi	40.580	38.839	4
0,31	Leverage ante lease liability ex IFRS 16	0,25	0,37
0,44	Leverage post lease liability ex IFRS 16	0,38	0,51

1.199	(655)	..
0,32	(0,18)
1.103	(7.335)
0,30	(2,05)
4.757	3.370	41
4.093	2.378	72
2.906	2.862	2
10.040	14.329	(30)
15.323	19.971	(23)
40.580	38.839	4
0,25	0,37
0,38	0,51

1. Per la definizione dei risultati adjusted vedi nota sulle Non-GAAP measure a pag. 18.
2. Di competenza degli azionisti Eni.
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 del secondo trimestre e del primo semestre 2021 (non sottoposti a revisione contabile). Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

"Nel secondo trimestre del 2021, Eni ha conseguito risultati eccellenti superando il consensus di mercato di tutti i business e confermando il progressivo trend di recupero già in atto da tre trimestri. In un contesto economico più favorevole e uno scenario energetico con fondamentali migliorati, il Gruppo ha registrato €2 miliardi di EBIT e €0,93 miliardi di utile netto, con un incremento di +€1,6 miliardi rispetto al secondo trimestre 2020.

Il risultato è stato trainato dalla robusta performance di E&P che ha conseguito un EBIT di €1,84 miliardi, in aumento di +€2,6 miliardi rispetto allo scorso anno. Solido l'andamento di Eni gas e luce & Rinnovabili con un EBIT di €70 milioni, in crescita di circa €50 milioni rispetto al secondo trimestre 2020 grazie alla espansione della base clienti e dei nuovi servizi a valore aggiunto. Nelle rinnovabili abbiamo ampiamente superato il nostro target al 2021 raggiungendo i 2 GW di potenza installata e in costruzione. La Chimica ha conseguito i migliori risultati di sempre, con un EBIT di circa €200 milioni in crescita di +€270 milioni.

La performance del business e la selettività negli investimenti ci hanno consentito di generare nel primo semestre 2021 un rilevante free cash flow di €1,82 miliardi dopo il finanziamento degli investimenti organici.

I risultati finora conseguiti, i progressi nell'implementazione della nostra strategia e le previsioni sulla gestione ci consentono, allo scenario di riferimento Brent di 65 $/bbl, di riportare il dividendo 2021 al livello pre-COVID di €0,86 per azione, ed avviare un programma di buy-back da €400 milioni per i prossimi sei mesi. Come annunciato al mercato, il 50% del dividendo sarà distribuito a settembre."

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Highlight

REMUNERAZIONE DEGLI AZIONISTI

• Il Consiglio di Amministrazione ("CdA") 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, approvata il 18 febbraio u.s., ha determinato:
• • un dividendo annuale nell'esercizio fiscale 2021 di €0,86/sh1 che cresce di oltre il 100% rispetto al 2020 ritornando a livelli pre-COVID;
  • l'avvio di un programma di buy-back da €400 milioni2.
• In forza della delega conferita dall'Assemblea degli azionisti del 12 maggio u.s., il CdA ha deliberato la distribuzione del 50% del dividendo previsionale a titolo di acconto dividendo 2021, pari a €0,43/sh, con pagamento a settembre3, mediante utilizzo delle riserve disponibili di Eni SpA.

RISULTATI SECONDO TRIMESTRE 2021

• Il secondo trimestre 2021 vede un rafforzamento di tutte le commodities: il Brent è cresciuto da 61 $/bbl nel primo trimestre a 69 $/bbl; i prezzi del gas in Europa sono saliti di circa il 30-35% (rispettivamente per il riferimento spot italiano PSV e quello continentale "TTF"); per il settore della chimica lo spread polietilene-etilene ha raggiunto quasi 800 $/ton (da 550 $/ton) massimo valore dal 2015.
  D'altra parte, lo scenario di raffinazione nell'area Europa/Mediterraneo rimane depresso con valori del benchmark SERM ai minimi storici (-0,4 $/bbl in media nel secondo trimestre) per il perdurare degli effetti della pandemia, il forte incremento del costo del greggio (prolungamento tagli OPEC+) e la contestuale debolezza della domanda dei prodotti, in particolare distillati medi.
  Inoltre, per quanto riguarda il mercato del gas, il differenziale tra il prezzo spot Italia "PSV" e i prezzi spot agli hub nord europei (TTF) si riduce a 1 €/mgl mc nel secondo trimestre da 3 €/mgl mc nel primo trimestre 2021 e 18 €/mgl mc nel secondo trimestre 2020.
• EBIT adjusted di Gruppo in forte recupero: €2 miliardi nel secondo trimestre rispetto alla perdita di €0,4 miliardi dello stesso periodo 2020 (€3,4 miliardi nel primo semestre con un incremento di €2,5 miliardi). Il risultato di Gruppo rispetto al 2020 è stato trainato da:
• • robusta performance della E&P che registra un EBIT di €1,84 miliardi in aumento di €2,6 miliardi grazie alla ripresa dello scenario energetico e ai minori costi, nonostante 132 mila boe/giorno di minore produzione impattata principalmente dalle manutenzioni. Il risultato ha inoltre beneficiato di negoziazioni contrattuali con effetto retroattivo;
  • miglior risultato storico della Chimica che registra un EBIT di €202 milioni, in aumento di €268 milioni, per effetto della ripresa economica, del miglioramento dei margini dei prodotti e, in tale contesto, della performance di produzione che ha consentito di cogliere il rimbalzo della domanda, nonché del contributo della chimica verde;
  • solidi risultati del business Eni gas e luce & Renewables con EBIT di €71 milioni, in aumento di €48 milioni, per efficacia dell'azione commerciale, crescita base clienti e migliori margini.

Inoltre, nonostante il confronto sfavorevole con il 2020, si registra un miglioramento rispetto al primo trimestre 2021 di:

• GGP che con un EBIT di €24 milioni, -€106 milioni rispetto al secondo trimestre 2020, evidenzia

1. In linea con la dividend policy annunciata al mercato il 19 febbraio u.s. in occasione della strategy presentation (v. pag.31) di cui al seguente URL https://eni.com/assets/documents/eng/investor/presentations/2021/strategy-4q-2020/strategy-2021-2024.pdf.
2. Le modalità di attuazione del programma di acquisto delle azioni proprie sono illustrate in questo comunicato nella sezione "Altre Informazioni - Avvio del programma di buy-back".
3. Data stacco cedola 20 settembre 2021 (record date 21 settembre), messa in pagamento 22 settembre 2021. La delibera di distribuzione delle riserve disponibili di Eni SpA a titolo di acconto dividendo 2021 è stata assunta dal Consiglio di Amministrazione in luogo della delibera ai sensi dell'art. 2433 - bis c.c., programmata nel calendario finanziario di Eni il 16 settembre 2021, con conseguente modifica del calendario stesso che sarà oggetto di specifica successiva comunicazione al mercato.
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un recupero di +€54 milioni rispetto al primo trimestre; la contrazione degli spread del gas (PSV vs. TTF) è stata più che compensata dal buon risultato del business GNL e da alcuni effetti positivi una tantum connessi a rinegoziazioni;

• • R&M che con un EBIT di -€12 milioni, -€151 milioni rispetto al secondo trimestre 2020, raggiunge il sostanziale breakeven con un miglioramento di €147 milioni vs. il primo trimestre per il parziale recupero dei volumi commercializzati grazie alla riapertura dell'economia. L'incidenza dell'olio di palma nella produzione di bio-diesel è stata ridotta di 10 punti percentuali sfruttando la flessibilità sui feedstock generata dall'avvio dell'impianto Biomass Treatment Unit di Gela.
• Utile netto adjusted ai livelli pre-COVID: €0,93 miliardi nel trimestre e €1,20 miliardi nel semestre in netto miglioramento rispetto alla perdita del 2020, con una variazione rispettivamente di +€1,6 e +€1,9 miliardi, per effetto della migliore performance operativa e della normalizzazione del tax rate (58% nel semestre) dovuta al miglioramento dello scenario upstream e alle migliori previsioni reddituali delle attività green in Italia.
• Flusso di cassa operativo (ante capitale circolante al costo di rimpiazzo) robusto: €2,80 miliardi nel secondo trimestre a fronte di capex netti pari a €1,52 miliardi. Nel primo semestre realizzato un flusso di cassa di €4,76 miliardi che ha finanziato capex netti di €2,91, invariati vs. il periodo di confronto, con un free cash flow ante circolante di €1,82 miliardi.
• Portafoglio: esborsi netti di circa €0,87 miliardi, che includono il debito acquisito, interamente dedicati all'accelerazione della crescita del portafoglio rinnovabili.
• Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 in forte riduzione: €10 miliardi, -€1,5miliardi vs. 31 dicembre 2020. Leverage in riduzione a 0,25 vs. 0,31 a fine 2020. A maggio è stato pubblicato da Eni il primo Sustainability-LinkedFinancing Framework del settore O&G ed a giugno è stata lanciata la prima obbligazione sostenibile di €1 miliardo a fronte di una richiesta pari a 6 volte l'offerta iniziale.

Outlook 2021

• 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.
• Produzione di idrocarburi 2021 confermata a circa 1,7 milioni di boe/giorno. Produzione nel terzo trimestre attesa a 1,68 milioni di boe/giorno.
• 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.
• Tutte le altre previsioni sull'anno rimangono confermate e sono di seguito ricapitolate:
• • spending organico per investimenti di circa €6 miliardi, di cui circa €4,5 miliardi nell'E&P;
  • target esplorativo annuale di circa 500 milioni di barili di scoperte;
  • GGP: utile operativo adjusted quasi a breakeven, nonostante il peggioramento dello scenario; free cash flow 2021 atteso a circa €200 milioni;
  • Eni gas e luce & Renewables: utile operativo adjusted a €350 milioni, cash flow operativo di circa €400 milioni;
  • Downstream: utile operativo pro-forma a circa €400 milioni. La maggior parte del risultato è portato dalla Chimica la cui performance è prevista compensare i risultati della R&M con margini di raffinazione debolmente negativi;
  • Leverage 2021 atteso minore di 0,3, assumendo un Brent di 65 $/bbl e un margine di raffinazione SERM leggermente negativo.
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Business overview

Exploration & Production

• Produzione d'idrocarburi del secondo trimestre: 1,6 milioni di boe/giorno, in flessione del 5% rispetto al periodo di confronto a parità di prezzo (1,65 milioni nel semestre; -6%).
  Variazione dovuta a maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e UK, che nel trimestre di confronto fu differita, nonché per minore attività in Nigeria e per il declino dei campi maturi.
  Forte crescita in Egitto trainata da Zohr e in Indonesia con lo start-up di Merakes.
  Contributo da avvii/ramp-up, afferenti al primo semestre, pari a 50 mila boe/giorno tra i quali Merakes in Indonesia con first gas ad aprile, Berkine in Algeria, Agogo in Angola e il progetto gas Mahani nell'Emirato di Sharjah (EAU).
• Nel primo semestre scoperte risorse esplorative di 320 milioni di boe, oltre il 60% del target annuale, con ridotto time-to-marketgrazie alla strategia focalizzata su aree prossime alle infrastrutture ("infrastructure-ledexploration").
  Nel secondo trimestre le principali scoperte sono state:
• • scoperta a olio e gas nella licenza di produzione PL027 operata da Vår Energi nel Mare del Nord Meridionale norvegese tramite pozzo esplorativo "dual branch" nei prospetti Prince e King prossimi al campo di Balder e della piattaforma di Ringhorne;
  • scoperta a olio di Garantiana West nella licenza PL554 nel Mare del Nord (partecipata da Vår Energi) adiacente alla scoperta di Garantiana con cui potrà essere sviluppata e prossima al campo di Snorre;
  • perforato e testato con successo il pozzo di delineazione della scoperta Maha-2, nel Blocco West Ganal nell'Offshore del Kalimantan, in Indonesia, prossima all'Unità di Produzione Galleggiante (FPU) di Jangkrik;
  • scoperta a olio nel prospetto esplorativo Eban, nel Blocco CTP 4 nell'Offshore del Ghana, in prossimità dell'hub produttivo di Sankofa dove è situata l'unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO) che opera il giacimento OCTP.
• Nel semestre il portafoglio esplorativo è stato rinnovato con circa 13.000 chilometri quadrati di nuovi permessi in EAU, Vietnam, UK e Norvegia.
• Egitto: firmato l'accordo con l'Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) e Lukoil per l'unione e l'estensione al 2036, con un'opzione fino al 2041, delle concessioni delle aree contrattuali Meleiha e Meleiha Deep, nel Deserto Occidentale.
• Razionalizzazione del portafoglio:
• • Angola: firmato con bp un memorandum d'intesa per valutare la combinazione dei rispettivi portafogli upstream nel Paese, realizzando una joint venture secondo il modello Vår Energi.
• Iniziative di decarbonizzazione:
• • Nell'ambito del progetto HyNet North West per la realizzazione di un hub per la cattura/stoccaggio della CO2 nel Regno Unito, firmato un accordo quadro con il partner Progressive Energy Limited per accelerare il progetto, che vedrà Eni sviluppare e gestire il trasporto e lo stoccaggio di CO2 presso i giacimenti semiesauriti della baia di Liverpool.
  • Protocollo d'Intesa nel Regno Unito con Uniper per la valutazione di iniziative di decarbonizzazione nel Galles con possibile valorizzazione come hub di stoccaggio della CO2 dei giacimenti depletati Eni nella Baia di Liverpool.
  • Nell'ambito della strategia di zero emissioni nette della E&P al 2030 (scope 1/2), Vårgrønn affiliata di Vår Energi, ha firmato un accordo di collaborazione con Equinor per il possibile sviluppo di impianti eolici offshore nell'area di Utsira Nord.
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• Nel quadro della strategia di transizione energetica in Egitto, firmato un accordo con le società di Stato dell'energia e del gas per valutazioni della fattibilità economica della produzione di idrogeno verde e di idrogeno blu in sinergia con lo stoccaggio di CO2 in giacimenti esausti di gas naturale.
• Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata (upstream) pari a 20,2 tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe, in miglioramento rispetto al primo semestre 2020 principalmente in relazione alla ripresa delle attività.

Refining & Marketing e Chimica

• Nel secondo trimestre 2021 è stata ridotta di oltre 10 punti percentuali l'incidenza dell'olio di palma nella produzione di bio-diesel grazie all'avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit, presso Gela che a regime consentirà di utilizzare fino al 100% biomasse non in competizione con la filiera alimentare.
• Con lo stesso obiettivo è in fase di studio una nuova unità per il pretrattamento delle cariche che alimentano la bioraffineria di Venezia fino ad azzerare l'utilizzo dell'olio di palma per la produzione di biocarburanti entro il 2023.
• Finalizzata l'acquisizione della società FRI-ELBiogas Holding, leader italiano nel settore della produzione di biogas, con l'obiettivo di trasformarlo in biometano da commercializzare nelle stazioni di servizio Eni.
• Firmato un accordo con Saipem per promuovere su scala mondiale PROESA®, la tecnologia proprietaria Versalis per la produzione di bioetanolo sostenibile e di prodotti chimici da biomasse lignocellulosiche.

Eni gas e luce, Power & Renewables

• Crescita del portafoglio clienti retail/business a 9,95 milioni di punti di fornitura in aumento di 250 mila pdf rispetto a fine 2020 (circa +3%) grazie allo sviluppo organico in Francia/Grecia e al closing dell'acquisizione del 100% della società Aldro Energía attiva nel mercato retail della Spagna.
• Al 30 giugno 2021 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 331 MW; +8% rispetto al 31 dicembre 2020. A fine anno si prevede capacità rinnovabile installata e in costruzione pari a 2 GW, in forte aumento rispetto alla precedente previsione di circa 1 GW. Inoltre, anche grazie alle recenti acquisizioni, si stima una capacità installata in crescita da 0,7 GW a 1,2 GW a fine 2021.
• Firmato in Italia un accordo con Glennmont Partners e PGGM Infrastructure Fund per rilevare il 100% di un portafoglio di 13 campi eolici onshore in esercizio, della capacità complessiva di 315 MW.
• Ottenuta mechanical completion per il parco eolico da 35,2 MW realizzato in Puglia e per l'impianto fotovoltaico di Westmoreland da 30 MW (14,7 MW in quota Eni) in USA.
• Firmato con A2A un accordo ventennale per la fornitura del calore cogenerato dal sito produttivo EniPower di Bolgiano, per alimentare la rete di teleriscaldamento di Milano con circa 54 GWh/anno di energia termica a contenuto impatto ambientale.
• Costituita una partnership paritetica con Red Rock Power, azienda scozzese leader nello sviluppo di progetti eolici offshore, con l'obiettivo di presentare una proposta competitiva in ScotWind, il tender per l'eolico in Scozia e per ulteriori progetti futuri. Le due aziende si avvarranno, inoltre, del supporto di Transmission Investment, società attiva nel settore della trasmissione di energia elettrica in UK.
• Nel luglio 2021, firmato un accordo per l'acquisizione da Azora Capital di un portafoglio di nove progetti di energia rinnovabile in Spagna per una capacità complessiva di 1,2 GW. Il portafoglio include tre impianti eolici in esercizio e un impianto eolico in costruzione nel centro-nord del paese, per un totale di 230 MW e cinque grandi progetti fotovoltaici in avanzato stato di sviluppo per circa 1 GW.
• Nel luglio 2021 acquisita la società Dhamma Energy Group, titolare di una piattaforma per lo sviluppo di impianti fotovoltaici in Francia e in Spagna. Il portafoglio include una pipeline di progetti distribuiti nei due paesi, in vari stadi di maturità di circa 3 GW, nonché impianti già in esercizio o in fase avanzata di costruzione in Francia per circa 120 MW.
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