«In un primo trimestre ancora fortemente caratterizzato dagli effetti dei lockdown Eni ha evidenziato una robusta ripresa dei risultati, in particolare nel settore E&P e nella chimica. Prosegue la crescita del nostro business retail G&P (+19% l’Ebit rispetto al 2020), grazie alla espansione dei clienti power e dei servizi extra-commodity», ha spiegato Claudio Descalzi, ad di Eni. «La performance di R&M è stata invece penalizzata dalla ridotta domanda di carburanti in Europa, derivante dalla pandemia, e da un margine di raffinazione negativo. Nell’ambito di uno scenario complesso, l’EBIT adjusted a livello di gruppo di €1,3 miliardi è in linea con il primo trimestre dello scorso anno e risulta quasi triplicato rispetto a fine 2020. Si consolida inoltre la crescita dell’utile netto, pari a €270 milioni, quasi quintuplicato rispetto allo stesso trimestre 2020. Il trimestre ha registrato una generazione di cassa organica prima della variazione del capitale circolante di circa €2 miliardi, nettamente superiore agli investimenti del periodo di €1,4 miliardi. Il progressivo miglioramento del quadro pandemico ed economico a livello globale ci consente di guardare con ottimismo ai prossimi mesi e di prevedere una generazione di free cash flow nell’anno superiore a €3 miliardi sulla base dei prezzi correnti del Brent di 60 $/barile. In questo contesto continueremo a perseguire la nostra strategia di transizione energetica e di decarbonizzazione, assicurando il rafforzamento della nostra struttura patrimoniale ed una politica di distribuzione competitiva per i nostri azionisti».
I risultati di Eni nel Q1 2021
Primo trimestre caratterizzato dal rafforzamento dello scenario upstream in linea con l’andamento dei benchmark: petrolio Brent a 61 $/bbl (+21% vs. primo trimestre 2020; +38% vs. quarto trimestre 2020). I prezzi di realizzo Eni non recepiscono completamente tale miglioramento a causa dell’apprezzamento di circa il 10% del cambio EURO vs. USD.
Scenario di raffinazione depresso con il margine SERM negativo (-0,6 $/bbl) per effetto dei
lockdown e ridotto traffico aereo.
EBIT adjusted: €1,3 miliardi, in forte crescita rispetto al quarto trimestre 2020 (+171%) a parità di produzione (1,7 milioni boe/giorno). In linea con il primo trimestre 2020 nonostante -86 mila boe/giorno di minore produzione, quasi interamente olio, e le performance negative di R&M (-€240 milioni) dovute allo scenario sfavorevole per la raffinazione (SERM negativo) e alla riduzione delle vendite di prodotti petroliferi (-10% per la rete) per i lockdown, nonché di GGP (-€263 milioni) dovute, principalmente, a effetti positivi di ottimizzazione portafoglio una tantum intervenuti lo scorso anno e alla contrazione dello spread PSV-TTF. In aumento la E&P (+€341 milioni) per la ripresa del Brent. Significativa la ripresa della chimica (+€104 milioni) grazie alla temporanea carenza di prodotto a livello globale a seguito delle condizioni meteo estreme negli USA al quale il business ha risposto incrementando i volumi in un contesto di ripresa della domanda.
Utile netto adjusted: € 270 milioni pari a quasi cinque volte quello conseguito nel primo trimestre 2020.
Flusso di cassa operativo ante capitale circolante al costo di rimpiazzo: €1,96 miliardi a fronte di capex netti pari a €1,4 miliardi (-27% vs primo trimestre 2020). Forte generazione di free cash flow organica (circa €600 milioni) prima dell’assorbimento del capitale circolante.
Portafoglio: esborsi netti di circa €400 milioni interamente orientati ai business green.
Indebitamento finanziario netto ante Ifrs 16: €12,2 miliardi, in lieve aumento vs. 31
dicembre 2020 per operazioni di M&A ed effetto cambio. Leverage invariato al 31%.
Previsioni per il 2021
Il riequilibrio del mercato petrolifero globale e la ripresa dei consumi di carburanti nel corso del 2021 sono ancora esposti a rischi e incertezze a causa della recrudescenza della pandemia Covid che vede importanti economie, quali quelle dell’Europa Occidentale, ancora in stato di parziale lockdown.
Confermata produzione di idrocarburi nell’anno pari a circa 1,7 milioni di boe/giorno (assumendo tagli Opec+ di circa 35 mila boe/giorno in media annua) e una previsione di spending organico per investimenti di circa €6 miliardi; al prezzo corrente del Brent di 60 $/bbl è previsto un cash flow operativo ante working capital superiore a €9 miliardi.
Cash neutrality per la copertura della spesa organica e del floor dividend raggiunta con un livello del Brent pari a 51 $/bbl.
A fine luglio, in occasione dell’Interim Report, sarà comunicato l’aggiornamento della previsione del Brent di riferimento 2021 che contribuirà alla determinazione della componente variabile del dividendo e della possibile riattivazione del buy-back nel 2021. Al floor dividend di €0,36 per azione, verrà sommata una componente variabile di valore crescente a partire da un Brent di riferimento pari a 43 $/bbl. Il buy-back sarà attivato a partire da un Brent di riferimento di 56 $/bb.
