Energia

Il calo più evidente tra aprile e giugno è nella divisione Gas & Power, ma la diminuzione dell’esplorazione è del 22% a 2,14 miliardi. Scende anche Versalis

Eni archivia il secondo trimestre del 2019 con utile in forte calo. Tra aprile e giugno l’utile operativo adjusted ha segnato una contrazione dell’11,1% a 2,279 miliardi, rispetto ai 2,36 miliardi stimati. Nel dettaglio la divisione Exploration & Production ha segnato un calo del 22% a 2,14 miliardi, rispetto i 2,564 miliardi del pari periodo del 2018; la divisione Gas & Power ha registrato un -57,4% a 46 milioni. Anche Versalis, divisione chimica del gruppo, ha conseguito una perdita operativa di 28 milioni, rispetto a quella di 10 milioni attesa dagli analisti e all’utile di 6 milioni del 2Q 2018. Crescita superiore alle attese invece per il business Refining & Marketing che ha riportato un Ebit adjusted in progresso del 24,6% a 76 milioni, contro i 50 milioni previsti dal consensus.

L’utile netto adjusted è infine sceso del 26,7% a 562 milioni, rispetto ai 767 milioni del secondo trimestre del 2019; 950 milioni erano invece stati stimati dagli analisti. A livello semestrale l’utile netto adjusted è invece diminuito dell’11% a 1,554 miliardi, rispetto i 1,745 miliardi registrati nel primo semestre del 2019.
Situazione patrimoniale e finanziaria - Al 30 giugno 2019 l’indebitamento finanziario netto post applicazione dell’IFRS 16 si è attestato a 13,591 miliardi, pertanto il confronto con il 2018 non è disponibile. Senza considerare l’applicazione del principio contabile, il dato si è attestato a 7,869 miliardi, in calo rispetto ai 9,897 miliardi del secondo trimestre 2018. La generazione di casso operativa ha mostrato un valore in crescita del 49% a 4,515 miliardi dai 3,033 miliardi del secondo trimestre del 2019. Gli investimenti netti  sono stati pari a 1,915 miliardi, sostanzialmente in linea con i valori del pari periodo del 2018.

Produzione - Eni conferma il target 2019 della crescita della produzione di idrocarburi tra il 2% e il 2,5% su base annua allo scenario di budget di 62 dollari/barile e al netto delle operazioni di portafoglio. Il range assume un livello produttivo in Venezuela di 40 mila boe/giorno e la regimazione delle produzioni gas in Indonesia in funzione della ridotta capacità di assorbimento del mercato asiatico. La crescita sarà sostenuta dal lampo dei giacimenti avviati nel 2018, in particolare i progetti libici Wafa compression e Bahr Essalam fase 2, dalla crescita organica in Egitto (ramp-up Zohr), Ghana e Angola, nonché dagli avvii del progetto Area 1 nell’offshore del Messico, Berkine North in Algeria e Trestakk in Norvegia e di quelli pianificati in Egitto e Algeria. Previsto un contributo annuo da avvii/ramp-up di circa 250 mila boe/giorno.