Eni in rosso nell’ultimo trimestre ma fondamentale l’upstream

L’Eni ha chiuso il terzo trimestre con una perdita netta pari a 0,56 miliardi, mentre quella adjusted è pari a 0,48 miliardi: pesa il crollo delle quotazioni del greggio. Lo comunica il gruppo petrolifero, aggiungendo che nei nove mesi il risultato netto è in rosso per 1,39 miliardi e quello adjusted per 0,80 miliardi. I numeri comunque non preoccupano l’amministratore delegato del gruppo, Claudio Descalzi che conferma “le strategie e gli obiettivi di gruppo, comprese le cessioni. Nel terzo trimestre abbiamo compiuto tre fondamentali passi nella messa a regime del nostro portafoglio upstream: la stabilizzazione a plateau della produzione di Goliat, il riavvio di Kashagan ed il ramp-up di Nooros, testimonianza del successo della nostra strategia esplorativa che privilegia la riduzione del time-to-market. Questi risultati, insieme al riavvio della produzione in Val d’Agri, consentiranno di rinforzare dal quarto trimestre la generazione di cassa che beneficia al contempo della riduzione dei costi di sviluppo e di estrazione”.

Nel dettaglio dei conti, l’utile operativo adjusted è stato pari a 0,26 miliardi di euro, in contrazione del 66% “a causa principalmente del minore risultato della E&P (esplorazione e produzione, in calo del 30%, ndr) che riflette il continuo downturn dei prezzi delle commodity energetiche (-9% il calo del riferimento Brent, -29% il prezzo di realizzo del gas) e l’impatto della fermata produttiva in Val d’Agri, riavviata a metà agosto, i cui effetti sono stati attenuati dalla crescita delle produzioni in altre aree, dai recuperi di efficienza e dalla riduzione della base costi”.

Per quanto riguarda l’evoluzione prevedibile della gestione di quest’anno, in risposta al trend ribassista del prezzo del petrolio, il management ha pianificato iniziative di riconfigurazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento, di selezione dei temi esplorativi e di rinegoziazione dei contratti per la fornitura di beni d’investimento. La conseguente riduzione attesa dello spending a parità di cambio rispetto al 2015 è pari a circa il 20%. Escludendo il progetto di Zohr, la riduzione della spesa sarebbe pari al 30%. Il leverage, in assenza di incassi da dismissioni entro fine anno, è previsto attestarsi su livelli di poco superiori a 0,30.

In merito alla produzione di idrocarburi è previsto un livello produttivo sostanzialmente stabile rispetto al 2015 grazie ai ramp-up e agli avvii di nuovi giacimenti in Egitto, Norvegia, Angola, Venezuela, Congo e Usa. Questi incrementi saranno in grado di assorbire l’interruzione della produzione in Val d’Agri di circa quattro mesi, le minori produzioni indotte dai fattori geopolitici e i declini di giacimenti maturi; per quanto riguarda le vendite di gas: in un contesto di perdurante eccesso di offerta e pressione competitiva, le vendite di gas sono previste in linea con la riduzione degli impegni contrattuali in acquisto.

Il management intende anche mantenere le quote di mercato nei segmenti large e retail, incrementando il valore della base clienti grazie allo sviluppo di offerte commerciali innovative, ai servizi integrati e all’ottimizzazione dei processi commerciali e operativi. Inoltre su base omogenea, escludendo cioè l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria Crc in Repubblica Ceca completata nell’aprile 2015, le lavorazioni sono previste in flessione a causa del maggiore impatto delle fermate manutentive programmate a Livorno e Milazzo e della minore disponibilità di greggio della Val d’Agri per la raffineria di Taranto.