Bilancio in chiaroscuro per Eni. Se da una parte, infatti, aumentano l’indebitamento (che raggiunge 11,5 miliardi in crescita del 38% rispetto all’anno precedente) e crolla l’utile netto adjusted del 62% (a 550 milioni), cresce in maniera significativa la produzione di idrocarburi, che arriva a livelli record: media annua 1,87 milioni barili equivalenti/giorno, quarto trimestre a 1,92 milioni.
Al netto degli effetti prezzo/portafoglio crescita dell’1,7% in entrambi i periodi considerati. Escludendo gli effetti della cessazione del contratto produttivo Intisar avvenuto nel terzo trimestre 2018, la variazione annua si ridetermina in +5%. Bene anche il ramp-up, che arriva a 253mila boe, trainato dalla crescita di Zohr, dal raggiungimento del plateau dei progetti libici avviati nel 2018 (Wafa compression e Bahr Essalam fase 2), da incrementi in Ghana e Angola e dagli start-up in Messico, Norvegia, Egitto e Algeria, in grado di più che compensare i minori ritiri di gas in varie geografie per eccesso di offerta del mercato mondiale e i declini di giacimenti maturi.
«Nel 2019 – spiega l’amministratore delegato del gruppo, Claudio Descalzi –abbiamo conseguito risultati eccellenti, nonostante lo scenario decisamente negativo, caratterizzato da discontinuità geopolitiche e da uno scenario prezzi certamente meno favorevole rispetto al 2018. Questo grazie alla strategia perseguita negli ultimi anni che ci ha consentito di crescere e di rafforzare la nostra resilienza. In particolare nel business Upstream abbiamo raggiunto la produzione record di 1,87 milioni di barili giorno e conseguito il rimpiazzo del 117% delle riserve prodotte. Particolarmente positivi sono stati i risultati conseguiti nei business Gas & Power e Marketing oil, mentre la Raffinazione e la Chimica hanno scontato quest’anno scenari particolarmente negativi, mitigati dalle azioni di ristrutturazione messe in atto nel recente passato.
Nel 2019 sono stati completati diversi nuovi avvii di produzione. L’area 1 nell’offshore del Messico, in anticipo a soli undici mesi dalla decisione finale di investimento; in Egitto il progetto gas Baltim Sw, all’interno della Great Nooros Area, a soli diciannove mesi dalla decisione finale di investimento, e le recenti scoperte a olio near-field nell’ area di sviluppo di South West Melehia e di Sidri South; Trestakk in Norvegia, Berkine Nord olio in Algeria, Nasr fase 2 in Eau; giacimento a olio Agogo nel blocco offshore 15/06 in Angola a soli nove mesi dalla scoperta, in sinergia con le Fpso presenti nell’area.
«Durante l’anno – prosegue Descalzi – sono proseguite le attività di espansione del business di generazione rinnovabile, delle “bio-raffinerie”, con l’entrata in produzione di Gela, e di miglioramento del profilo carbonico del nostro portafoglio, in preparazione del piano di maggiore espansione che verrà perseguito nei prossimi anni. A questi risultati si aggiunge l’opera di diversificazione attuata attraverso la crescita Upstream in Norvegia e negli Emirati Arabi Uniti che conferisce al portafoglio ulteriore solidità. Inoltre l’acquisto del 20% della capacità di raffinazione nel sito di Ruwais negli Emirati rende la nostra raffinazione meglio predisposta ad affrontare cicli sfavorevoli di mercato. Eni oggi è un’azienda in netta crescita e molto solida dal punto di vista finanziario: la generazione di cassa operativa pari a 12,1 miliardi, in crescita a parità di scenario, è risultata superiore per 1 miliardo alla spesa per investimenti di 7,7 miliardi e alla crescente remunerazione degli azionisti, che compreso il buy back, è stata di 3,4 miliardi di euro. Sulla base di questi risultati il Consiglio di Amministrazione odierno ha approvato la proposta di distribuzione di un dividendo pari a 0,86 euro per azione di cui 0,43 euro già distribuiti a settembre».
Altri dettagli del bilancio: l’utile operativo adjusted è a 1,80 miliardi nel trimestre, -40% (8,60 miliardi nell’esercizio, -24%). Escludendo per omogeneità il risultato di Eni Norge del 2018 e al netto dell’effetto scenario/tassi di attualizzazione e dello Ifrs 16, il risultato aumenta del 9% nel trimestre (+5% nell’anno). L’utile netto adjusted: 550 milioni nel trimestre, -62% (-61% escludendo gli effetti Ifrs 16); 2,88 miliardi nell’anno, -37% (-35% escludendo gli effetti Ifrs 16). Risultato netto: perdita netta di 1,89 miliardi nel trimestre 2019; utile netto di 0,15 miliardi nell’anno.
Generazione di cassa ante working capital a costi di rimpiazzo: 2,6 miliardi di euro nel trimestre, -20%; 12,1 miliardi su base annua in leggera riduzione rispetto al 2018 (-4%) nonostante il rilevante peggioramento dello scenario (prima dell’effetto Ifrs 16, 2,4 miliardi nel trimestre; 11,4 miliardi nell’esercizio). Il flusso di cassa è risultato superiore di circa 1 miliardo alla spesa per investimenti netti di 7,73 miliardi e alla remunerazione degli azionisti di 3,4 miliardi sotto forma di dividendi e riacquisto azioni proprie.
Generazione di cassa operativa: 3,73 miliardi nel quarto trimestre (-14%); 12,39 miliardi nell’anno (-9%) su cui ha inciso il pagamento straordinario legato alla definizione di un arbitrato (circa 330 milioni). Investimenti netti: 7,73 miliardi nell’esercizio al netto dell’acquisizione del 20% di Adnoc Refining e di riserve per l’ammontare complessivo di 3,3 miliardi (effetti Ifrs 16 non significativi). Indebitamento finanziario netto: escludendo l’applicazione dell’Ifrs 16, il debito netto si determina in 11,5 miliardi, in aumento del 38% rispetto al 31 dicembre 2018 in relazione principalmente all’acquisizione del 20% di Adnoc Refining (2,9 miliardi). Includendo gli effetti dello IFRS 16: 17,13 miliardi, di cui circa 2 miliardi relativi alla lease liability di competenza dei joint operator upstream.
