Bilancio - Dati Fondamentali Eni

RISULTATI AL 30 GIUGNO 2020 - Prosegue nell’intero primo semestre 2020 il trend negativo del gruppo ENI, fortemente penalizzato dalla crisi economica dovuta agli effetti della pandemia da Covid-19 e dal crollo del prezzo del petrolio.
I ricavi caratteristici sono infatti diminuiti del 40,4% a 22.030 milioni, in presenza di un prezzo medio del Brent sceso del 40% (da 66,01 a 39,73 $ al barile), ma anche di un cambio medio euro/$ passato da 1,130 a 1,102, sicché il prezzo del Brent è passato da 58,42 a 36,05 euro (-38%).
I costi per acquisti, prestazioni di servizi e diversi sono diminuiti in misura inferiore ai ricavi (-35,9% a 17.186 milioni), mentre il costo del lavoro si è attestato a 1.542 milioni (-0,7%); inoltre sono stati evidenziati altri oneri operativi per 373 milioni.
Gli ammortamenti sono rimasti quasi invariati a 3.857 milioni e i costi di radiazione di pozzi esplorativi sono passati da 178 a 347 milioni.
Ma soprattutto sono state effettuate svalutazioni di attività non correnti per ben 2.749 milioni (311 milioni nel primo semestre 2019), riferite principalmente ad asset Oil and Gas e impianti di raffinazione in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi, oltre all’adeguamento del valore contabile del magazzino ai valori correnti che ha inciso per 1 miliardo.
Pertanto da un utile operativo di 4.809 milioni si è passati a una perdita operativa di 3.775 milioni; a livello adjusted l’utile operativo sarebbe sceso dell’81,3% a 873 milioni.
Al netto dell’effetto scenario negativo per 2,6 miliardi e dell’impatto Covid-19 per 0,3 miliardi, la performance dell’ebit adjusted sarebbe stata positiva per 0,3 miliardi.
A livello di ebit adjusted, il contributo del settore Esplorazione e Produzione si è ridotto del 95% a 230 milioni, mentre quello del Gas e Power è balzato del 72% a 649 milioni e quello del Refining, Marketing e Chimica è passato da 33 a 89 milioni.
Gli oneri finanziari netti del gruppo sono scesi da 552 a 526 milioni, in presenza al 30/6/2020 di un indebitamento finanziario netto in aumento a 19.891 milioni contro gli 17.125 milioni di fine 2019.
Non considerando l’IFRS 16 il debito netto sarebbe ammontato a 14.329 milioni, rispetto a 11.477 milioni a fine 2019.
Il flusso di cassa netto da attività operative è stato di 2.378 milioni, a fronte di 6.612 milioni nel primo semestre 2019, e gli investimenti del periodo sono ammontati a 2.832 milioni (inclusi il corrispettivo dell’acquisizione di Evolvere e di una partecipazione in Falck Renewables); non considerando tali operazioni e l’utilizzo degli anticipi commerciali incassati dai partner egiziani per il finanziamento del progetto Zohr, gli investimenti netti sarebbero stati di 2,86 miliardi, il 24% in meno rispetto al primo semestre 2019 grazie ai tagli attivati con la revisione del piano industriale 2020 – 2021 in risposta alla crisi del Covid-19.
Si è così passati da un utile ante imposte di 4.403 milioni a una perdita ante imposte di 5.680 milioni; dopo imposte per 1.652 milioni (2.823 milioni nel primo semestre 2019, con un tax rate del 64,1%), la perdita netta è ammontata a 7.335 milioni, a fronte di un utile netto di 1.576 milioni al 30/6/2019.
A livello rettificato si sarebbe passati da un utile netto di 1.554 milioni a una perdita netta di 655 milioni, e in particolare per il settore Esplorazione e Produzione si è passati da un utile netto di 1.803 milioni a una perdita netta di 573 milioni, mentre nel Gas e Power l’utile netto adjusted è balzato da 265 a 431 milioni e nel Refining e Marketing e Chimica si è passati da una perdita netta adjusted di 12 milioni a un utile netto adjusted di 16 milioni.
Nel solo secondo trimestre 2020, ENI ha visto scendere i ricavi caratteristici del 55,8% a 8.157 milioni, da un utile operativo di 2.231 milioni si è passati a una perdita operativa di 2.680 milioni (a livello adjusted, da un utile operativo di 2.279 milioni a una perdita operativa di 434 milioni e da un utile netto di 424 milioni a una perdita netta di 4.406 milioni (a livello adjusted, da un utile netto di 562 milioni si è passati a una perdita netta di 714 milioni).
RISULTATI 2019 - Ricavi e margini in flessione per ENI nell’esercizio 2019, anche in relazione a un quarto trimestre particolarmente negativo.
I ricavi caratteristici sono diminuiti del 7,8% a 69.881 milioni, in presenza di un prezzo medio del Brent sceso del 9% (da 71,04 a 64,3 $ al barile), ma anche di un cambio medio euro/$ passato da 1,181 a 1,119, sicché il prezzo del Brent è passato da 60,15 a 57,44 euro.
I costi per consumi di materie prime sono diminuiti in misura superiore ai ricavi (-11,9% a 36.070 milioni), mentre meno accentuata è stata la riduzione del costo del lavoro (-3,1% a 2.996 milioni, in presenza di un numero medio di dipendenti passato da 31.573 a 31.136 unità).
Per contro i costi per servizi sono saliti del 9,1% a 11.589 milioni; gli altri costi operativi, beneficiando dell’adozione del principio contabile IFRS 16, si sono ridotti del 18,7% a 3.647 milioni.
L’ebitda è nel complesso passato da 17.808 a 16.739 milioni (-6%).
Gli ammortamenti sono aumentati da 6.988 a 8.106 milioni (anche per l’applicazione del principio contabile IFRS 16), e gli accantonamenti sono balzati da 837 a 2.201 milioni.
Nel complesso l’ebit è diminuito da 9.983 a 6.432 milioni (-35,6%) e l’ebit adjusted è passato da 11.240 a 8.597 milioni (-23,5%).
Va però rilevato che escludendo dal dato 2018 il risultato di ENI Norge, in seguito deconsolidata, e al netto dell’effetto IFRS 16, vi sarebbe stato un incremento del 5%.
In particolare nell’esercizio 2019, a livello di ebit reported, il contributo del settore Esplorazione e Produzione è sceso da 10.214 a 7.417 milioni (-27,3%) e la perdita operativa del Refining, Marketing e Chimica è balzata da 380 a 854 milioni; invece l’ebit reported del Gas e Power è salito del 7,9% a 699 milioni.
Anche a livello adjusted è diminuita la contribuzione del settore Esplorazione e Produzione (-20,4% a 8.640 milioni) e il Refining, Marketing e Chimica è passato da un utile operativo adjusted di 380 milioni a una perdita operativa adjusted di 38 milioni.
L’ebit adjusted del Gas e Power è invece salito del 20,4% a 654 milioni.
Nel settore Esplorazione e Produzione l’andamento dell’ebit adjusted è stato rideterminato in +10%, escludendo dal dato 2018 il risultato di ENI Norge e al netto dell’effetto IFRS 16; l’incremento ha beneficiato della migliore performance del volume/mix per il più alto contributo di barili a maggiore redditività, in parte compensata da maggiori write-off di pozzi esplorativi di insuccesso.
Nel settore Gas e Power l’ebit adjusted ha beneficiato dell’ottimizzazione del portafoglio gas in Europa, nonostante uno scenario di mercato particolarmente volatile che ha inciso sulla contrazione del risultato del business GNL.
Nel comparto Refining and Marketing l’ebit adjusted ha visto una contrazione del 44% a 220 milioni per il deterioramento dello scenario di raffinazione (generale apprezzamento dei greggi ad alto tenore di zolfo rispetto al greggio leggero benchmark Brent, che penalizza i risultati delle raffinerie ENI ad alto tasso di conversione), oltre al peggioramento dello scenario dei lubrificanti e all’indisponibilità di alcuni impianti.
Nel settore Chimica la perdita operativa adjusted 2019 di 268 milioni deriva da un forte rallentamento della domanda da parte dei principali settori utilizzatori di materie plastiche (in particolare l’automotive) e dalla minore domanda di plastiche monouso, oltre alla pressione competitiva da parte dei produttori USA a basso costo delle materie prime che utilizzano i cracker a etano e agli effetti dell’incidente occorso all’hub di Priolo, tornato in piena operatività a fine luglio.
Nel 2019 gli oneri netti non ricorrenti complessivi sono stati pari a 2.338 milioni, di cui 1.223 riferiti al settore Esplorazione e Produzione (svalutazioni di proprietà Oil e Gas per revisioni negative delle riserve e dei profili produttivi nonché impairment di alcuni asset per allinearli al fair value), e 1.124 al settore Refining, Marketing e Chimica (244 per oneri ambientali, 819 per svalutazioni di impianti, riferiti in particolare alla raffineria di Sannazzaro de’ Burgondi in relazione a minori margini attesi a medio termine per le lavorazioni complesse e 103 per svalutazioni di impianti petrolchimici a seguito del deterioramento dello scenario).
Invece nel Gas e Power vi sono stati “special item” positivi per 45 milioni per lo più derivanti dalla valutazione a fair value di derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting e da un effetto cambi positivo.
Gli oneri finanziari netti del gruppo sono diminuiti da 740 a 632 milioni, in presenza al 31/12/2019 di un indebitamento finanziario netto in aumento a 17.125 milioni contro gli 8.289 milioni di fine 2018; tale incremento è dovuto per 5.759 milioni alla rilevazione iniziale della lease liability di competenza dei joint-venture upstream dell’ENI.
Non considerando l’IFRS 16 il debito netto sarebbe ammontato a 11.477 milioni.
Il flusso di cassa netto da attività operative è stato di 12.392 milioni e gli investimenti del periodo sono ammontati a 11.384 milioni, di cui 0,4 per l’acquisto di riserve principalmente in Alaska e Algeria e altre componenti non organiche e 2,9 miliardi per l’acquisto del 20% in ADNOC Refining.
Al netto di tali componenti non organiche e degli anticipi commerciali incassati dai partner egiziani per il finanziamento del progetto Zohr, gli investimenti tecnici e in partecipazioni nette sono ammontati a 7.734 milioni.
Va inoltre ricordato che l’esercizio 2018 aveva beneficiato della plusvalenza sull’operazione Var Energi (889 milioni) e della ripresa di valore di Angola LNG per 262 milioni.
Nel complesso l’utile ante imposte è sceso del 43,2% a 5.746 milioni e, dopo imposte per 5.591 milioni (tax rate in aumento dal 59,1% al 97,3% in quanto il comparto Esplorazione e Produzione ha visto un maggior imponibile prodotto in Paesi a più elevata fiscalità), l’utile netto ha registrato un calo ben del 96,4% a 148 milioni.
A livello rettificato la flessione sarebbe stata del 37,2% a 2.876 milioni (-35% escludendo gli effetti IFRS 16).
Per il settore Esplorazione e Produzione la contrazione dell’utile netto adjusted è stata del 30,7% a 3.436 milioni, per il Refining e Marketing e Chimica si è passati da un utile netto adjusted di 238 milioni a una perdita netta adjusted di 75 milioni, mentre per il Gas e Power vi è stato un incremento del 37,5% a 426 milioni.
Il dividendo complessivo per l’esercizio 2019 è pari a 0,86 euro per azione, di cui un acconto di 0,43 euro è stato pagato il 25 settembre 2019 mentre il saldo di 0,43 euro in pagamento dal 20 maggio 2020.