Eni ha pubblicato i conti dell’anno 2018, che si è chiuso con un utile operativo adjusted di 11,24 miliardi, pressochè raddoppiato rispetto al 2017 e a 2,99 miliardi nel quarto trimestre, +49% rispetto al quarto trimestre 2017 e +4% rispetto alle attese degli analisti. Anche l’utile netto adjusted è quasi raddoppiato rispetto al 2017 a 4,59 miliardi (1,46 miliardi nel quarto trimestre +55% rispetto al quarto trimestre 2017) e l’utile netto è salito a 4,23 miliardi nell’esercizio. Annata positiva anche per i ricavi, pari a 76,93 miliardi di euro, in salita rispetto ai 70,98 dell’anno precedente.
Per quanto riguarda il quarto e ultimo trimestre, ottima performance del business E&P (esplorazione e produzione), con un incremento del 57% degli utili operativi a 2.927 milioni, superiore anche in questo caso a quanto previsto dagli analisti (+4% vs consensus). Ancora più nettamente sono state battute le stime della divisione Refining & Marketing, che ha più che raddoppiato il proprio risultato operativo a 171 milioni. La divisione Gas & Power ha invece riportato un Ebit adjusted di 43 milioni, in calo del 79,8% e inferiore alle attese (-52% vs consensus), mentre Versalis ha rilevato una perdita di 28 milioni contro l’utile di 37 milioni del 2017 e quello di 10 milioni atteso dagli analisti. L’utile netto dei soci adjusted è balzato del 49,6% a 1.459 milioni rispetto all’anno precedente, battendo le stime degli analisti (+23% vs consensus).
Il Cda intende proporre all’assemblea degli azionisti, che si terrà in un’unica convocazione il 14 maggio 2019, la distribuzione di un dividendo di 0,83 euro per azione (in aumento rispetto agli 0,80 euro nel 2017) di cui 0,42 distribuiti nel settembre 2018 a titolo di acconto. Il dividendo a saldo di 0,41 per azione sarà in pagamento dal 22 maggio 2019 con stacco cedola il 20 maggio 2019
ESPLORAZIONI E NUOVI PROGETTI
Eni ricorda contestualmente, relativamente ai nuovi progetti che sono stati approvati, i progetti di sviluppo relativi all’Area 1 in Messico per la messa in produzione di 2,1 miliardi di barili di olio equivalente e la scoperta Merakes in Indonesia in sinergia con le infrastrutture esistenti del campo Jangkrik. Sei i progetti approvati nel corso del 2018 (oltre a quelli in Italia, Egitto, Congo e Angola). Per il progetto Rovuma LNG Mozambico sono stati ottenuti dai partner della joint venture di Area 4 impegni d’acquisto di lungo termine del GNL, passo decisivo per la decisione finale d’investimento della prima fase del progetto relativa alla realizzazione di due treni di liquefazione da 7,6 milioni di tonnellate/anno ciascuno e per assicurare i relativi finanziamenti. Sul fronte dell’esplorazione sono state effettuate nuove scoperte in Egitto, Cipro, Norvegia, Angola, Nigeria, Messico ed Indonesia ed è stato incrementato il portafoglio titoli minerari.
Nel 2018 sono stati acquisiti titoli esplorativi per un totale di circa 29.300 chilometri quadrati di nuova superficie principalmente in Messico, Libano, Alaska, Indonesia e Marocco. Per le risorse esplorative è stata superata la guidance, aggiunti 620 milioni di boe di nuove risorse equity. E’ stata diluita la partecipazione nel blocco esplorativo Nour in Egitto con l’ingresso di BP (25%) e di Mubadala (20%) e finalizzato lo swap di licenze esplorative con Lukoil in Messico. La forte crescita in Medio Oriente, sottolinea Eni, bilancia il profilo di rischio del portafoglio upstream: accordo con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi (ADNOC) per l’assegnazione del 25% della concessione offshore di Ghasha, megaprogetto a gas di cui Eni assumerà la leadership tecnica con avvio previsto a fine 2022 e target produttivo di 1,5 bcf/g; ottenuti nel gennaio 2019 i diritti esplorativi di sette aree onshore e offshore: due in Abu Dhabi, una in Oman, una nel Regno del Bahrain e tre nell’Emirato di Sharjah.
Il gruppo ricorda anche che è stata rafforzata l’attività upstream in Norvegia: perfezionata la fusione tra la consociata Eni Norge e Point Resources con la creazione di Var Energi, joint venture valutata all’equity (quota Eni 69,6%) che svilupperà le attività dei due partner in Norvegia con target produttivo di 250 mila boe/giorno atteso nel 2023. E’ stato siglato un accordo preliminare in Alaska per il farm-in del 70% del giacimento Oooguruk, già partecipato da Eni con una quota del 30%. Le riserve certe di idrocarburi sono pari a 7,2 miliardi di boe.
DESCALZI SODDISFATTO
“Nel corso del 2018 – ha commentato l’amministratore delegato di Eni Claudio Descalzi – abbiamo lavorato su due fronti: la continua ottimizzazione del portafoglio di business esistente e il suo potenziamento per il futuro, in linea con la strategia annunciata. I risultati, grazie anche al contributo di quanto fatto nel quarto trimestre, sono stati ottimi in entrambi i casi. Per quanto concerne il portafoglio esistente, abbiamo raddoppiato il risultato operativo ed il risultato netto in presenza di un prezzo Brent in Euro cresciuto solo del 25% rispetto al 2017. La cassa operativa è cresciuta del 35% consentendo, dedotti gli investimenti rimasti sostanzialmente costanti a riprova della disciplina adottata, di coprire l’esborso per dividendi pari a 3 miliardi e di ridurre di importo pressochè uguale il debito netto, sceso a 8,3 miliardi”. L’amministratore delegato ha anche precisato: “Abbiamo potenziato ulteriormente il nostro portafoglio in ottica futura e questo rende il nostro portafoglio complessivo ancor meglio bilanciato e resistente alle ciclicità future”. La presentazione dei conti ha preceduto di un mese esatto quella del nuovo piano industriale, programmata per il prossimo 15 marzo a Milano. Gli investitori intanto hanno reagito tiepidamente: in apertura di seduta a Piazza Affari, il titolo Eni è di poco in territorio positivo, sotto i 15 euro per azione.
