Che cosa farà Eni per evitare ricadute troppo negative da Covid?
Come mutano previsioni e strategie del colosso energetico guidato dall’amministratore delegato Claudio Descalzi?
A queste domande risponde l’outlook aggiornato del gruppo.
Ecco tutti i dettagli partendo dagli ultimi conti diramati dal Cane a sei zampe.
Il Covid-19 contagia i conti di Eni, che ha chiuso il terzo trimestre dell’anno con una perdita di 153 milioni di euro, contro un utile di 776 registrato nel corrispondente periodo dello scorso anno. La perdita nei primi 9 mesi dell’anno ammonta a 808 milioni. Migliora, comunque, l’utile operativo adjusted, a 0,54 miliardi di euro (rispetto alla perdita del secondo trimestre 2020).
“Il confronto anno su anno (-75%) rimane penalizzato dallo scenario ancora recessivo a causa degli effetti della pandemia”, sottolinea Eni. Nei nove mesi l’utile operativo adjusted si attesta a 1,41 miliardi (-79% rispetto al 2019). Al netto dell’effetto scenario di -1,6 miliardi (-5,1 miliardi nei nove mesi) e degli impatti del Covid19 di -0,3 miliardi (-0,8 miliardi nei nove mesi), la performance del trimestre è stata positiva per +0,3 miliardi (+0,5 miliardi nei nove mesi).
Si prevedono, ancora mesi di alta caratterizzati da una elevata volatilità dei prezzi delle commodity energetiche a causa delle incertezze e della irregolarità della ripresa ed il gruppo energetico non esclude “possibili rischi di downside”.
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L’OUTLOOK DI ENI 2020
L’outlook del quarto trimestre 2020 conferma i trend registrati nel trimestre appena concluso di elevata volatilità dei prezzi delle commodity energetiche a causa delle incertezze e della irregolarità della ripresa. Possibili rischi di downside. Il mercato petrolifero continua a essere caratterizzato da deboli fondamentali a causa dell’eccesso di offerta, elevato livello delle scorte e scarsa dinamica della domanda penalizzata dalla complessa situazione della pandemia COVID-19 con forti ripercussioni sull’attività economica, il commercio e gli spostamenti delle persone. Andamenti analoghi negli altri business energetici. Previsione annua prezzo del Brent confermata a circa 40 $/barile; prezzo del gas al PSV 3 $/mmBTU; margine SERM $2,4/barile. Atteso un rimbalzo della domanda energetica nel 2021.
Nel corso dell’anno, in risposta alla profonda crisi dell’industria petrolifera a causa del crollo della domanda energetica indotto dalla pandemia COVID-19 e della pressione dell’oversupply sui prezzi, il management Eni ha rivisto a più riprese i piani industriali e i programmi operativi per adattare il business alla forte discontinuità in atto, mettendo in campo un insieme di azioni e di iniziative finalizzate a rafforzare la liquidità e la struttura patrimoniale, difendere la redditività e aumentare la resilienza allo scenario senza pregiudicare la capacità dell’azienda di tornare a crescere non appena le condizioni macro lo consentiranno, accelerando al tempo stesso l’evoluzione del business in chiave low carbon.
Tra le azioni già annunciate e attivate ricordiamo:
• Adottato uno scenario petrolifero più conservativo con un Brent LT a 60 $/barile in termini reali 2023 (rispetto ai precedenti 70 $/barile) per riflettere i possibili effetti strutturali della pandemia sulla domanda d’idrocarburi e l’impronta fortemente “green” delle misure di stimolo dell’economia varate da vari stati e dall’UE che potrebbero accelerare la transizione energetica. Rilevati a bilancio €2,75 miliardi di svalutazioni di impianti in relazione alle mutate assunzioni di prezzo;
• Varata una nuova struttura organizzativa coerente con la strategia di trasformazione che Eni sta attuando con l’obiettivo di diventare leader nella fornitura di prodotti decarbonizzati e di conseguire un miglior bilanciamento del portafoglio, riducendo l’esposizione alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi;
• Definita una nuova remuneration policy per gli azionisti in coerenza con l’attuale scenario, atteso volatile e con prezzi depressi, che prevede un dividendo annuo composto da un valore base fissato ora a €0,36 per azione, commisurato ad una media annua del Brent pari ad almeno 45 $/barile, ed una componente variabile crescente al crescere del prezzo Brent fino a 60 $/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy-back. Il valore base del dividendo crescerà in funzione del grado di realizzazione della strategia di crescita del Gruppo e sarà rivalutato ogni anno. Per il 2020 nonostante una media Brent attesa a 40 $/barile, il dividendo base sarà comunque erogato (a settembre è stato versato 1/3 come acconto).
Le azioni in fase di attuazione comprendono:
• Nel 2020 ottimizzazione degli investimenti per €2,6 miliardi (per un taglio complessivo del 35% rispetto ai piani originari) e dei costi per €1,4 miliardi. Capex annui attesi a €5,2 miliardi (a cambi costanti);
• Nel 2021 programmata una riduzione dei costi di €1,4 miliardi e degli investimenti di €2,4 miliardi;
• Manovra capex 2020-21 concentrata quasi interamente nell’upstream. Previsti per gli anni 2022-’23 maggiori investimenti per complessivi €800 milioni destinati ai business green (bio-raffinerie, generazione rinnovabile, crescita dei clienti retail);
• Confermato il target produttivo 2020 all’interno del range 1,72-1,74 mboe/g compresi i tagli OPEC+, che recepisce l’ottimizzazione capex in risposta alla crisi del COVID-19, riduzione domanda mondiale gas (anch’essa in parte collegata alla pandemia) e forza maggiore in Libia fino a tutto settembre 2020. Rivisto profilo di produzione atteso nel 2023 a circa 2 milioni di boe/giorno;
• Accordi avanzati nell’anno su dismissioni lorde di circa €1 miliardo.
• Allo scenario Brent 2020 di 40 $/barile confermato un flusso di cassa ante variazioni del working capital adjusted di €6,5 miliardi, in grado di finanziare i capex previsti per l’anno. Rispetto alla stima iniziale di €11,5 miliardi allo scenario di 60 $/barile, la flessione dei prezzi degli idrocarburi incide per circa -€4,5 miliardi e gli impatti del COVID-19 per circa -€1,7 miliardi, attenuati dai cost saving e performance per €1,2 miliardi.
• Analisi di sensitività: stimata una variazione del flusso di cassa di circa €170 milioni per 1 $/barile di variazione del prezzo del petrolio Brent e di proporzionali variazioni dei prezzi del gas, applicabile per scostamenti di 5-10 $/barile rispetto allo scenario considerato, prima di ulteriori azioni correttive da parte del management ed esclude gli effetti sul flusso di dividendi da partecipazioni.
• Revisione utile operativo adjusted 2020 per mid-downstream: €0,2 miliardi per GGP e superiore a €0,3 miliardi per R&M (con il proforma di ADNOC Refining e trading), Chimica, EGL e Power, rispetto alla precedente guidance complessiva di €0,8 miliardi a causa principalmente del deterioramento dello scenario di raffinazione (previsione margine SERM quarto trimestre 2020 pari a 2,7 $/barile).
• Liquidità: Eni ben posizionata per superare l’attuale downturn del mercato grazie alla resilienza del portafoglio di asset oil&gas a contenuto break-even ed alla solida situazione patrimoniale. Al 30 settembre 2020, la Società dispone di una riserva di liquidità di circa €17,4 miliardi di cui €6,88 miliardi di attivi di tesoreria, €5,61 miliardi investiti in attività liquide, €0,35 miliardi di crediti finanziari a breve e €4,56 miliardi di linee di credito committed.
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