Eni, impatto Covid su risultati. Conferma taglio Capex e ottimizzazione costi

(Teleborsa) – Eni sente l’impatto della pandemia di Covid-19 sui risultati per 1° semestre e della recessione che ne è scaturita, a causa del blocco delle attività e del taglio degli investimenti nel comparto oil, a fronte di una domanda decrescente.

“Considero estremamente positiva la reattività mostrata da Eni nel semestre probabilmente più difficile che l’industria oil&gas abbia dovuto superare nella sua storia”, afferma l’Ad Claudio Descalzi, rilevando che la società ha prontamente reagito ad uno scenario in deterioramento “rivedendo i suoi piani industriali nel 2020 e 2021 con l’intento di preservare la sua solidità patrimoniale”.

“In particolare – spiega – 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 – ricorda il mnager – 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”.

I conti del semestre evidenziano un utile operativo adjusted di 0,87 miliardi (-81% rispetto al 2019), mentre il trimestre evidenzia una perdita operativa adjusted di 0,43 miliardi. Al netto dell’effetto scenario di -2,6 miliardi e degli impatti del COVID-19 di -0,3 miliardi, la società avrebbe riportato nel trimestre una performance positiva per +0,2 miliardi e nel semestre di +0,3 miliardi.

Il periodo chiude con una perdita netta adjusted di 0,66 miliardi nel semestre e di 0,71 miliardi nel secondo trimestre, dovute alla flessione dell’utile operativo a cui si aggiunge l’aumento del tax rate consolidato a causa dello scenario depresso.

Il periodo chiude con una perdita netta di 7,34 miliardi nei sei mesi e 4,41 miliardi nel secondo trimestre, a causa di svalutazioni per 3,4 miliardi (di cui 2,8 miliardi rilevate nel secondo trimestre) riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in funzione, della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi per un valore complessivo post-tax di 3,6 miliardi comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta. L’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti ha inciso per 1 miliardo.

La crisi ha portato ad un taglio degli investimenti netti del 24% a 2,86 miliardi nel semestre, in seguito al piano di revisione dell’attività realizzato da marzo

Indebitamento finanziario netto pari a 19,97 miliardi (14,33 miliardi ante lease liability – IFRS 16) in aumento di 2,85 miliardi rispetto al 31 dicembre 2019.

Quanto all’outlook, in uno scenario avverso, Eni conferma una riduzione dei capex 2020 di circa 2,6 miliardi, pari a circa il 35% del budget originario, perlopiù oncentrata nell’Upstream; nuova guidance per l’anno pari a 5,2 miliardi. Per il 2021 programmati ulteriori 2,4 miliardi di tagli, pari al 30% di quanto originariamente previsto per lo stesso anno a piano.

Per contro sono previsti 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

Confermata l’implementazione di un programma di ottimizzazione costi con risparmi attesi nel 2020 di circa 1,4 miliardi; analogo ammontare previsto per il 2021.

Quanto alla liquidità, Eni si dice ben posizionata per superare l’attuale downturn del mercato grazie alla resilienza del portafoglio di asset oil&gas a contenuto break-even ed alla solida situazione patrimoniale. Al 30 giugno 2020, la Società dispone di una riserva di liquidità di circa 17,7 miliardi di cui 6,5 miliardi di attivi di tesoreria, 6 miliardi investiti in attività liquide, 0,5 miliardi di crediti finanziari a breve e €4,7 miliardi di linee di credito committed.

Eì stata infine rivista la politica di remunerazione degli azionisti nel breve e medio termine, con un dividendo non più fisso ma variabile, che combina una componente base progressiva parametrata a un Brent di almeno 45 dollari/barile a una componente variabile commisurata alla crescita del prezzo fino a 60 dollari/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy back. “Il dividendo – spiega Descalzi – 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”.

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