Energia

Cosa farà Eni per contrastare gli effetti della pandemia

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Eni: conti semestrali e revisioni delle strategie. Tutti i dettagli

Eni chiude il semestre con risultati penalizzati dall’effetto combinato della recessione economica causata dalla pandemia da Covid-19 che ha ridotto la domanda energetica e dalle condizioni di oversupply di petrolio e gas.

Eni chiude il «peggior semestre nella storia dell’oil & gas», due materie deprezzate del 57% da gennaio, con un rosso di 7,34 miliardi di euro legato molto a svalutazioni di magazzino. Ne segue il taglio del dividendo: da 0,86 euro a un dato che varia secondo una griglia che cerca di limitare la volatilità del greggio.

Ecco tutti i dettagli.

IL RISULTATO OPERATIVO DI ENI

Il risultato operativo adjusted mostra una perdita di 0,43 miliardi nel secondo trimestre (utile operativo adjusted di 2,28 miliardi del periodo di confronto) e nel semestre di 0,87 miliardi (-81% rispetto al 2019).

IL RISULTATO NETTO DI ENI

Il risultato netto adjusted mostra una perdita di 0,71 miliardi nel secondo trimestre e di 0,66 miliardi nel semestre, dovute alla flessione dell’utile operativo a cui si aggiunge l’aumento del tax rate consolidato a causa dello scenario. Ne consegue una perdita netta di 4,41 miliardi e 7,34 miliardi rispettivamente nel secondo trimestre 2020 e nel primo semestre 2020.

I FLUSSI DI CASSA DI ENI

Il flusso di cassa netto da attività operativa adjusted pari a 3,26 miliardi nel semestre (-52% dal corrispondente periodo 2019); 1,31 miliardi nel trimestre (-61%).

LA PRODUZIONE DI ENI

La produzione di idrocarburi scende a 1,71 milioni di boe/giorno nel trimestre, -6,6% rispetto al periodo di confronto (1,74 milioni di boe/giorno nel semestre, -5,1%). Al netto dell’effetto prezzo, la variazione è spiegata dagli effetti del Covid-19 e dai correlati tagli produttivi dell’Opec+ e riduzione della domanda gas (principalmente Egitto), spiega Eni.

I PROSSIMI PASSI

Eni prosegue nelle azioni di contrasto agli effetti della pandemia di Covid-19 e alla conseguente volatilità dei mercati aggiornando la strategia del breve e medio termine con una maggiore ottimizzazione di costi e investimenti e una nuova politica di remunerazione degli azionisti.

GLI INVESTIMENTI PROSSIMI VENTURI

Nel 2020 ottimizzazione degli investimenti per 2,6 miliardi di euro (rispetto ai 2,3 miliardi già annunciati) e dei costi per 1,4 miliardi di euro (rispetto ai 600 milioni gia’ annunciati). Nel 2021 riduzione dei costi pari a 1,4 miliardi di euro e degli investimenti pari a 2,4 miliardi di euro (invece dei 2,5-3 miliardi di euro annunciati precedentemente).

COME CAMBIERA’ LA PRODIZIONE

Rivisto il profilo di produzione a circa 2 milioni di barili equivalenti al giorno al 2023, con picco al 2025 con circa 2,05-2,10 milioni di barili equivalenti al giorno.

PROSPETTIVE DELLA POLITICA DI REMUNERAZIONE

La nuova politica di remunerazione, valida per prezzi Brent annui uguali o superiori a 45 $/barile, prevede: un dividendo annuo composto da un valore base fissato ora a 0,36 euro per azione, commisurato ad una media annua del Brent pari ad almeno 45 $/barile, ed una componente variabile crescente al crescere del prezzo Brent. E la riattivazione di un piano di buy back da 400 milioni di euro annui per scenari Brent da 61 a 65 $/barile e da 800 milioni di euro annui per scenari superiori a 65 $/barile. Il valore base del dividendo crescera’ in funzione del grado di realizzazione della strategia di crescita del Gruppo e sarà rivalutato ogni anno.

LA REVISIONE

La revisione delle attività per gli anni 2020 e 2021, finalizzata al mantenimento di una solida struttura patrimoniale in presenza di uno scenario prezzi depresso ed instabile, ha comportato la riprogrammazione di alcune delle attività previste nel piano approvato lo scorso febbraio dal consiglio di amministrazione.

LE PRODUZIONI DI PETROLIO E GAS

Le produzioni di petrolio e gas sono ora previste raggiungere all’incirca i 2 milioni di barili equivalenti al giorno al 2023, arrivando poi a toccare il picco al 2025 con circa 2,05 – 2,10 milioni di barili equivalenti al giorno. Sono al contrario confermati tutti gli altri obiettivi al 2023 riferiti ai business di transizione energetica. In particolare la capacità installata di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e’ prevista raggiungere i 3 GW, mentre i clienti retail gas & power sono attesi raggiungere i 10,5 milioni.

LA MANOVRA SUGLI INVESTIMENTI

La manovra di investimenti complessiva nel quadriennio 2020-2023 si attesta a 27 miliardi di euro, in riduzione di 4,7 miliardi di euro rispetto al Piano originariamente approvato per effetto delle azioni decise per gli anni 2020-2021 nel business Upstream. Ai business di transizione, ed in particolare a progetti per bio-raffinerie, generazione rinnovabile e crescita clienti retail, sono stati viceversa allocati fondi incrementali per 800 milioni di euro suddivisi sugli anni 2022-2023.

I TARGET DI CRESCITA

L’incremento dei target di crescita per questi business a seguito di questa maggiore allocazione di risorse sarà comunicata entro la data della prossima strategy presentation. Come conseguenza di queste revisioni, gli investimenti green rappresenteranno il 17% della spesa complessiva nel quadriennio (12% nel precedente piano approvato), raggiungendo il 26% del totale investimenti nell’anno 2023.

LE PAROLE DI DESCALZI

L’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, ha aperto la conference call su semestre e aggiornamento del piano, spiegando la nuova politica dei dividendi. “La componente variabile del dividendo e’ quantificata in funzione della media Brent attesa per ciascun anno ed è calcolata come percentuale crescente, tra il 30% e il 45%, del free cash flow incrementale generato dallo scenario (+900 milioni di euro ogni +5 $/barile del Brent) per prezzi Brent superiori ai 45 $/barile e fino a 60$/barile. Il dividendo base di 0,36 euro per azione sarà assicurato anche nel 2020 nonostante la previsione ad oggi di un Brent medio annuo di 40 $/barile, e sara’ versato per 1/3 con l’acconto di settembre 2020 e 2/3 con il saldo di maggio 2021”.

GLI SCENARI DI ENI DELINEATI DA DESCALZI

Per gli anni successivi, “in caso di uno scenario annuo Brent assunto inferiore a 45 $/barile, si valuteranno le azioni sul dividendo base in funzione dell’ampiezza della riduzione del prezzo e della sua durata prevista. Dal 2021 il dividendo base sara’ pagato 50% come acconto e 50% come saldo, mentre la componente variabile crescente sarà integralmente pagata insieme all’acconto nell’anno in cui si realizzino le condizioni per la sua distribuzione, anche se anticipate rispetto a quanto previsto dallo scenario Eni” aggiunge. “Se applicata allo scenario Brent adottato da Eni, e senza assumere per il momento alcun incremento del valore del dividendo base, la nuova politica di remunerazione comporta per cassa la distribuzione di un dividendo di 0,55, 0,47, 0,56 e 0,70 euro per azione negli anni dal 2020 al 2023.

LE DECISIONI OPEC COMMENTATE DA DESCALZI

Descalzi ha poi commentato tra l’altro le recenti decisioni di Opec Plus: “Considero estremamente positiva la reattività mostrata da Eni nel semestre probabilmente più difficile che l’industria oil&gas abbia dovuto superare nella sua storia. I prezzi sono crollati insieme alla domanda per effetto della crisi sanitaria e delle tensioni geopolitiche. Solo un intervento straordinario dell’Opec+ ha consentito di riportare un minimo di stabilita’ nel mercato, mentre la difficile uscita dalla pandemia mostra ancora elevati elementi di incertezza”, ha sottolineato il numero uno del Cane a Sei Zampe “In questo contesto Eni ha prontamente reagito rivedendo i suoi piani industriali nel 2020 e 2021 con l’intento di preservare la sua solidità patrimoniale. In particolare sono state identificate azioni di contenimento dei costi di funzionamento 2020 per 1,4 miliardi senza compromettere l’attuale occupazione, mentre gli investimenti sono stati ridotti di 2,6 miliardi principalmente nel business Upstream che risulta il più colpito dagli effetti della crisi. I business del gas, del retail e della bio-raffinazione hanno al contrario dimostrato una grande robustezza, facendo registrare risultati migliori di quelli 2019 nonostante gli effetti della pandemia e trainando i risultati consolidati al di sopra delle aspettative di mercato. Tutto ciò ci ha consentito di mantenere una generazione di cassa superiore all’esborso per investimenti e di non intaccare la riserva di liquidita’ di circa 18 miliardi al 30 giugno”.

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I COMUNICATI INTEGRALI DI ENI:

Aggiornata la strategia del breve e medio termine: incrementata l’ottimizzazione di costi e investimenti; confermati gli obiettivi di transizione energetica e aumentati gli investimenti in diversi business legati alla decarbonizzazione. Formulata nuova politica di remunerazione degli azionisti.

-Nel 2020 ottimizzazione degli investimenti per 2,6 miliardi di euro (rispetto ai 2,3 miliardi già annunciati) e dei costi per 1,4 miliardi di euro (rispetto ai 600 milioni già annunciati)

-Nel 2021 riduzione dei costi pari a 1,4 miliardi di euro e degli investimenti pari a 2,4 miliardi di euro (invece dei 2,5-3,0 miliardi di euro annunciati precedentemente)

-Rivisto profilo di produzione a circa 2 milioni di barili equivalenti al giorno al 2023, con picco al 2025 con circa 2,05 – 2,10 milioni di barili equivalenti al giorno

-Maggiori investimenti per 800 milioni di euro dedicati ai progetti per bio-raffinerie, generazione rinnovabile e crescita dei clienti retail, suddivisi negli anni 2022-2023

Eni, al fine di fronteggiare gli effetti della pandemia di Covid-19 sul settore energetico in termini di elevata volatilità dei mercati e contrazione dei prezzi delle commodity, ha aggiornato la propria strategia del breve e medio termine ed elaborato una nuova politica di remunerazione degli azionisti. L’Amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, ha commentato: “Nel periodo che definisco il peggiore nella storia dell’industria Oil&Gas, colpita dagli effetti della pandemia e della “guerra dei prezzi”, la reazione di Eni è stata pronta e radicale. Abbiamo predisposto una revisione della nostra strategia di breve/medio termine riducendo di 8 miliardi di euro gli esborsi per costi ed investimenti nel biennio 2020-21 che ci aspettiamo sarà il più critico. Ciò comporterà una variazione del profilo di crescita della produzione upstream, mentre gli obiettivi già fissati per gli altri business, che stanno dando prova di grande resilienza, potranno essere rilanciati grazie all’allocazione di risorse aggiuntive. Completata la revisione della strategia abbiamo quindi ridefinito la nostra remuneration policy per adattarla all’attuale scenario, atteso volatile e con prezzi inferiori al precedente. La policy è innovativa, perché combina una componente base progressiva parametrata a un Brent di almeno 45 $/barile a una componente variabile commisurata alla crescita del prezzo fino a 60 $/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy back. Il dividendo non sarà più un numero fisso in un mondo sempre più soggetto a una elevata variabilità, ma sarà funzione dello scenario e dello sviluppo industriale del gruppo che vuole continuare a crescere offrendo un rendimento ogni anno competitivo ai propri azionisti”.

Rilancio del piano di attività

Nel corso dei mesi di marzo e aprile Eni ha provveduto ad una prima revisione delle attività programmate per gli anni 2020 e 2021 individuando azioni che, pur mantenendo i più elevati standard di sicurezza, permetteranno di contenere la spesa per investimenti e costi. La revisione è successivamente proseguita, consentendo di individuare interventi ancor più incisivi di razionalizzazione e contenimento degli esborsi di cassa. In particolare, per il 2020 sono state individuate azioni complessive di ottimizzazione di investimenti e di costi rispettivamente per 2,6 miliardi di euro e 1,4 miliardi di euro, con una riduzione ulteriore di 300 milioni di euro per gli investimenti e di 800 milioni di euro per i costi rispetto a quanto comunicato in precedenza. Per il 2021 sono state identificate azioni per complessivi 3,8 miliardi di euro, di cui 1,4 miliardi di euro per minori costi e 2,4 miliardi di minori investimenti, in incremento rispetto ai 2.5-3 miliardi di soli minori investimenti precedentemente comunicati. Il 25-30% dei minori costi identificati nei due anni avranno natura strutturale.

Aggiornamento della strategia

La revisione delle attività per gli anni 2020 e 2021, finalizzata al mantenimento di una solida struttura patrimoniale in presenza di uno scenario prezzi depresso ed instabile, ha comportato la riprogrammazione di alcune delle attività previste nel piano approvato lo scorso febbraio dal Consiglio di Amministrazione. Le produzioni di olio e gas sono ora previste raggiungere all’incirca i 2 milioni di barili equivalenti al giorno al 2023, arrivando poi a toccare il picco al 2025 con circa 2,05 – 2,10 milioni di barili equivalenti al giorno. Sono al contrario confermati tutti gli altri obiettivi al 2023 riferiti ai business di transizione energetica. In particolare la capacità installata di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili è prevista raggiungere i 3 GW, mentre i clienti retail gas & power sono attesi raggiungere i 10,5 milioni. La manovra di investimenti complessiva nel quadriennio 2020-2023 si attesta a 27 miliardi di euro, in riduzione di 4,7 miliardi di euro rispetto al Piano originariamente approvato per effetto delle azioni decise per gli anni 2020-2021 nel business Upstream. Ai business di transizione, ed in particolare a progetti per bio-raffinerie, generazione rinnovabile e crescita clienti retail, sono stati viceversa allocati fondi incrementali per 800 milioni di euro suddivisi sugli anni 2022-2023. L’incremento dei target di crescita per questi business a seguito di questa maggiore allocazione di risorse sarà comunicata entro la data della prossima strategy presentation. Come conseguenza di queste revisioni, gli investimenti “green” rappresenteranno il 17% della spesa complessiva nel quadriennio (12% nel precedente piano approvato), raggiungendo il 26% del totale investimenti nell’anno 2023. Si ricorda che lo scorso 4 giugno è stata annunciata la costituzione in Eni SpA di due Direzioni Generali. La Direzione Natural Resources valorizzerà in ottica sostenibile il portafoglio upstream oil & gas, curando anche le attività di efficienza energetica e i progetti di cattura della CO2. La Direzione Energy Evolution curerà l’evoluzione dei business di generazione, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green. Questo nuovo assetto organizzativo rappresenta un passo fondamentale per la realizzazione della strategia Eni al 2050 che coniuga creazione di valore, sostenibilità dei business e solidità economica e finanziaria. Infine, lo scorso 6 luglio Eni ha adottato un nuovo scenario che prevede un prezzo Brent di 60 $/barile in termini reali 2023 rispetto all’assunzione precedente di 70 $/barile. Per gli anni 2020, 2021 e 2022 il prezzo è previsto rispettivamente a 40, 48 e 55 $/barile (in precedenza 45, 55 e 70 $/barile).

La nuova politica di remunerazione degli azionisti

A fronte del mutato contesto, della sua elevata volatilità e delle azioni messe in atto per fronteggiarne gli effetti, Eni rivede la politica di remunerazione degli azionisti al fine di dare loro la massima visibilità sulla distribuzione di dividendi e piani di buy back futuri. La nuova politica di remunerazione, valida per prezzi Brent annui uguali o superiori a 45 $/barile, prevede:

  • un dividendo annuo composto da un valore base fissato ora a 0,36 euro per azione, commisurato ad una media annua del Brent pari ad almeno 45 $/barile, ed una componente variabile crescente al crescere del prezzo Brent;
  • la riattivazione di un piano di buy back da 400 milioni di euro annui per scenari Brent da 61 a 65 $/barile e da 800 milioni di euro annui per scenari superiori a 65 $/barile.

Il valore base del dividendo crescerà in funzione del grado di realizzazione della strategia di crescita del Gruppo e sarà rivalutato ogni anno. La componente variabile del dividendo è quantificata in funzione della media Brent attesa per ciascun anno ed è calcolata come percentuale crescente, tra il 30% e il 45%, del free cash flow incrementale generato dallo scenario (+900 milioni di euro ogni +5 $/barile del Brent) per prezzi Brent superiori ai 45 $/barile e fino a 60$/barile. Il dividendo base di 0,36 euro per azione sarà assicurato anche nel 2020 nonostante la previsione ad oggi di un Brent medio annuo di 40 $/barile, e sarà versato per 1/3 con l’acconto di settembre 2020 e 2/3 con il saldo di maggio 2021. Per gli anni successivi, in caso di uno scenario annuo Brent assunto inferiore a 45 $/barile, si valuteranno le azioni sul dividendo base in funzione dell’ampiezza della riduzione del prezzo e della sua durata prevista. Dal 2021 il dividendo base sarà pagato 50% come acconto e 50% come saldo, mentre la componente variabile crescente sarà integralmente pagata insieme all’acconto nell’anno in cui si realizzino le condizioni per la sua distribuzione, anche se anticipate rispetto a quanto previsto dallo scenario Eni. Se applicata allo scenario Brent adottato da Eni, e senza assumere per il momento alcun incremento del valore del dividendo base, la nuova politica di remunerazione comporta per cassa la distribuzione di un dividendo di 0,55, 0,47, 0,56 e 0,70 euro per azione negli anni dal 2020 al 2023. Un buy back per valori di 400 e 800 milioni di euro per anno sarà eseguito integralmente in anni con prezzi Brent previsti compresi rispettivamente tra 61 a 65 $/barile e superiori a 65 $/barile, rappresentando un ulteriore elemento di crescita progressiva della politica di remunerazione.

ECCO I RISULTATI DEL SECONDO TRIMESTRE E DEL SEMESTRE 2020. NUMERI, TABELLE E CONFRONTI

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