Eni: utile netto adjusted schizza a 13,3 miliardi nel 2022. Descalzi: “Risultati eccellenti”

• L’utile operativo adjusted (EBIT adjusted) di gruppo nell’esercizio 2022 di €20,4 mld raddoppiato rispetto al 2021 riflette l’eccellente andamento dei settori E&P, GGP e del business R&M.
  – E&P ha conseguito un incremento di EBIT di oltre il 70% a €16,4 mld grazie all’elevato grado di leva operativa rispetto allo scenario delle materie prime;- GGP ha realizzato un EBIT di €2,1 mld, provvedendo alla sostituzione di gas russo con gas equity o da paesi ove operiamo ed assicurando la continua ottimizzazione del portafoglio gas e GNL in un contesto di offerta insufficiente, garantendo stabilità e sicurezza degli approvvigionamenti per i clienti e la gestione dei rischi finanziari;
  – R&M ha ottenuto il migliore risultato di sempre con un EBIT di €2,2 mld, rispetto a un risultato in pareggio nel 2021, grazie alla disponibilità degli impianti e all’ottimizzazione dei prodotti cogliendo le opportunità della ripresa dello scenario di raffinazione, mentre le misure di efficienza hanno attenuato l’impatto dell’incremento dei costi energetici;
  – Plenitude ha raggiunto gli obiettivi operativi e finanziari del 2022 con un EBIT di €0,34 mld e una capacità rinnovabile di 2,2 GW, nonostante lo sfidante scenario di mercato;
  – Versalis ha operato in un contesto fortemente competitivo e con una domanda di mercato debole, con l’ulteriore aggravio dei costi energetici indicizzati al prezzo del gas, chiudendo l’anno con una perdita di €0,25 mld.
• L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni per l’esercizio 2022 di €13,3 mld è aumentato di €9 mld rispetto all’esercizio 2021 grazie agli eccellenti risultati della gestione industriale e al notevole contributo delle partecipate valutate con il metodo del patrimonio.
• L’utile netto di competenza degli azionisti Eni per l’esercizio 2022 è stato pari a €13,8 mld evidenziando un notevole incremento rispetto all’esercizio 2021 dovuto al miglioramento della gestione industriale, attenuato da minori proventi straordinari netti relativi principalmente alla valutazione delle scorte. Nel 2022 gli oneri straordinari hanno riguardato principalmente accantonamenti ambientali e di bonifica per €2 mld, di cui €0,3 mld di accantonamenti al fondo smantellamento di alcuni impianti e strutture ausiliarie di raffinazione, svalutazioni di attività per €1,1 mld relative a proprietà oil e gas e impianti chimici, imposte straordinarie sui profitti delle imprese energetiche a titolo di contributi solidaristici pari a €1,7 mld, di cui €1 mld pagato nel 2022. Tali oneri sono stati compensati da plusvalenze di €2,5 mld relative all’operazione Azule e di €0,4 mld relativi al collocamento in borsa di un’interessenza nella collegata Vår Energi e dalla rilevazione di imposte differite attive di €1,6 mld.
•  L’EBIT adjusted di gruppo del quarto trimestre 2022 è stato pari a €3,6 mld, con una flessione di €0,2 mld rispetto al corrispondente trimestre 2021 per effetto della riclassifica di Azule Energy (attività Eni E&P in Angola) nelle partecipazioni, della minore produzione di idrocarburi e dei proventi one-off 2021 di GGP, in parte compensati dal robusto andamento dell’attività R&M.
• L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni del quarto trimestre 2022 è stato pari a €2,5 mld, registrando un aumento di quasi il 50% rispetto al corrispondente periodo 2021, quindi un incremento di €0,8 mld, per effetto dei maggiori risultati delle società valutate al patrimonio netto che riflette in parte l’avvio dalla JV Azule, più che compensando il minore risultato operativo.
•  L’utile netto di competenza degli azionisti Eni del quarto trimestre 2022 di €550 mln è stato ridotto per effetto del fair value dei derivati sulle materie prime per €1,1 mld (rispetto a un provento di €1,7 mld dell’esercizio precedente), delle svalutazioni di attività per €0,9 mld (rispetto alle rivalutazioni di €0,5 mld dell’esercizio precedente) e dalla rilevazione di imposte straordinarie a titolo di contributo solidaristico di €0,7 mld, in parte compensato dallo stanziamento di imposte differite attive di €1,6 mld. Tutte queste voci sono state classificate come special item.
• Nel quarto trimestre 2022 il flusso di cassa operativo adjusted del Gruppo prima del capitale circolante al costo di rimpiazzo è stato di €4,1 mld. Su base annua ha raggiunto €20,4 mld, al netto di €8,5 mld di imposte pagate, con un incremento del 60% rispetto al 2021: dopo aver finanziato gli investimenti organici di €8,2 mld, cresciuti del 42% per effetto del rafforzamento del dollaro USA e della programmata ripresa delle attività di progetto post-lockdown, e la copertura del fabbisogno di capitale circolante, il Gruppo ha conseguito un free cash flow organico di €12,8 mld, che sono stati impiegati per finanziare la manovra di portafoglio, ridurre l’indebitamento finanziario netto di €2 mld e remunerare gli azionisti con €5,4 mld mediante il pagamento dei dividendi e il riacquisto di azioni proprie (buy-back).
• Nei mesi di settembre e novembre Eni ha pagato la prima e la seconda tranche trimestrale del dividendo 2022 di €0,22 per azione ciascuna, pari a €1,47 mld. La terza tranche di €0,22 per azione sarà messa in pagamento il 22 marzo con stacco cedola il 20 marzo 2023.
• Nel mese di novembre Eni ha completato l’annunciato programma di acquisto di azioni proprie da €2,4 mld, corrispondenti a 196 mln di azioni ritirate dal mercato.
• Nel gennaio 2023 Eni ha lanciato con successo il primo prestito obbligazionario legato alla sostenibilità per il mercato retail in Italia dell’ammontare di €2 mld. Ricevuti ordini per oltre €10 mld rispetto a €1 mld inizialmente offerto, stabilendo il record italiano per un’emissione obbligazionaria corporate a tranche singola destinata al retail. L’offerta è stata chiusa in anticipo in soli 5 giorni, termine minimo fissato nel prospetto informativo.
• L’indebitamento finanziario netto ex-IFRS 16 al 31 dicembre 2022 è pari a €7 mld, in diminuzione di €2 mld rispetto al 31 dicembre 2021. Il leverage di gruppo a 0,13, rispetto allo 0,20 al 31 dicembre 2021.

Sviluppo del modello satellitare

• • Nel 2022 sono stati compiuti significativi progressi nello sviluppo del distintivo modello satellitare Eni, che prevede la creazione di entità focalizzate su ambiti definiti in grado di accedere in via autonoma a specifici pool di capitali per finanziarne la crescita e per ottenere un pieno riconoscimento dei valori inespressi. Tali entità continueranno a beneficiare delle tecnologie, del know-how e dei servizi Eni, consentendo al contempo al Gruppo di ottimizzare la propria struttura finanziaria:
    – Plenitude ha incrementato significativamente la propria capacità di generazione da fonti rinnovabili, mentre il business di Sustainable Mobility offrirà soluzioni/prodotti sempre più decarbonizzati per la mobilità delle persone, facendo leva sulla forte rete di distribuzione e sulle attività di bio-raffinazione verticalmente integrate con l’attività agri-business.

Nella E&P queste entità hanno l’obiettivo di sviluppare nuove riserve di idrocarburi a sostegno della sicurezza energetica, remunerando gli azionisti con flussi di dividendi stabili e tendenzialmente in crescita e finanziando in via autonoma i relativi investimenti consentendo al Gruppo di avere risorse addizionali per l’ottimizzazione degli investimenti nel portafoglio energetico decarbonizzato:
– in agosto, Azule Energy, la joint venture paritetica che combina le attività angolane di Eni e bp, è diventata operativa. Azule Energy è il più grande produttore indipendente di petrolio e gas dell’Angola e perseguirà nuove opportunità di crescita massimizzando il valore per i propri azionisti;
– Vår Energi ha registrato ottimi risultati nel 2022 liberando valore inespresso per Eni mediante collocamento di una quota presso la borsa norvegese e l’ingresso di nuovi investitori.

Infine, la SPAC, NEOA, è stata costituita e quotata sulla borsa principale del Regno Unito con lo scopo di perseguire un’aggregazione aziendale con un’entità obiettivo in procinto di beneficiare della transizione globale verso un’economia a ridotte emissioni di carbonio.

Exploration & Production

• Nell’esercizio 2022, incrementato il portafoglio risorse di circa 750 mln di boe, continuando a realizzare eccellenti performance nell’esplorazione. Diverse scoperte sono avvenute in prossimità di impianti e infrastrutture produttive esistenti, in linea con il modello di sviluppo fast-track, in particolare in Algeria, Egitto e Abu Dhabi. Importanti scoperte sono avvenute con i pozzi di delineazione delle scoperte a olio Ndungu nell’offshore dell’Angola e Baleine, nell’offshore della Costa d’Avorio, consentendo di aumentare significativamente in entrambi i casi i volumi di idrocarburi in posto. Le scoperte a gas di XF-002 negli Emirati Arabi Uniti e Cronos nell’offshore di Cipro hanno inoltre contribuito al risultato dell’anno. Il recente successo esplorativo di Zeus sempre nell’offshore di Cipro, ancora in corso di valutazione, e di Nargis in Egitto nel gennaio 2023, hanno confermato il potenziale minerario dell’area del Mediterraneo orientale.
• Produzione dell’anno pari a 1,610 mln boe/giorno, -4% rispetto al 2021, a seguito di interruzioni non programmate e cause di forza maggiore.
• Nel quarto trimestre 2022 è stato completato lo sviluppo fast-track di diversi campi in Algeria con conseguente avvio produttivo: due campi a gas nell’ambito del nuovo contratto del Berkine Sud, a soli sei mesi dal closing, il progetto HDLE/HDLS nella concessione Zemlet el Arbi nel bacino del Berkine Nord, a soli sei mesi dalla scoperta avvenuta nel marzo 2022.
• A novembre, il primo carico di gas naturale liquefatto (GNL) prodotto dal giacimento Coral, nelle acque ultra-profonde del bacino di Rovuma, in Mozambico, è partito dall’impianto Coral Sul Floating Liquefied Natural Gas (FLNG). Il progetto rappresenta un traguardo significativo nel business globale del GNL, conseguito facendo leva sulle nostre capacità di realizzazione rispettando tempi e costi nonostante gli effetti della pandemia, e colloca il Mozambico come nuovo rilevante hub nel GNL.
• A novembre, sono state avviate le attività di realizzazione, in partnership con Sonatrach, di un secondo impianto fotovoltaico da 10 MW nell’area produttiva di Bir Rebaa Nord, nell’Algeria sudorientale, per la decarbonizzazione delle attività operative upstream. È programmata la realizzazione di un ulteriore impianto fotovoltaico nei pressi dell’area produttiva del progetto Menzel Ledjmet East (MLE), con avvio delle attività di costruzione nel 2023.
• A dicembre, è stato avviato l’impianto fotovoltaico operato di Tataouine, nel sud della Tunisia, a seguito dell’allaccio alla rete nazionale. L’impianto, realizzato dalla joint venture tra Eni ed ETAP (Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières), ha una capacità installata di 10 MW e fornirà alla rete elettrica nazionale oltre 20 GWh all’anno di energia rinnovabile sulla base di un accordo di Power Purchase Agreement della durata di 20 anni.
• A dicembre, nell’ambito del progetto Congo LNG per sviluppare le riserve di gas Eni nel blocco Marine XII e assicurare forniture di gas all’Europa, è stato firmato un contratto chiavi in mano per la costruzione, l’installazione e le attività di commissioning di una unità galleggiante FLNG con una capacità di 2,4 mln di tonnellate/anno, che insieme alla nave Tango FLNG acquistata in precedenza, accelererà il piano di sviluppo Eni nell’area. La produzione di GNL è prevista raggiungere la capacità a plateau di 3 mln di tonnellate/anno nel 2025.
• A dicembre, Vår Energi ha annunciato una nuova scoperta di gas nel Mare di Barents, in Norvegia, con risorse stimate tra 9-21 mld di metri cubi (57-132 mln di barili di olio equivalente). Inoltre, in gennaio, Vår Energi si è aggiudicata 12 nuove licenze esplorative, di cui 5 come operatore, nell’ambito del processo di gara “2022 Awards in Predefined Areas” (APA) del Ministero norvegese del Petrolio ed Energia.
• A dicembre, Eni ha finalizzato l’acquisizione della quota del 3% nel progetto giant North Field Est LNG in Qatar.
• A dicembre, firmato un accordo con Snam per lo sviluppo e la gestione congiunta del progetto Ravenna Carbon Capture and Storage (CCS), che ha l’obiettivo di raccogliere dati a supporto della prevista costruzione del grande hub CCS, e che farà leva sui campi offshore esauriti di Eni presenti nell’area. La Fase 1 del progetto è in corso e prevede dal 2024 la cattura di 25 mila tonnellate di CO₂ emessa dall’impianto di trattamento del gas naturale Eni di Casalborsetti (Ravenna) e il successivo trasporto e iniezione in un vicino giacimento di gas esaurito. Nel 2027 la Fase 2 sarà avviata su scala industriale con un’iniezione di stoccaggio fino a 4 mln di tonnellate.
• A gennaio, annunciata la scoperta gas di Nargis, non operata, al largo dell’Egitto. Le nuove risorse saranno sviluppate sfruttando gli impianti Eni già esistenti.
• A gennaio, è stato siglato un accordo con la National Oil Corporation of Libya (NOC) per lo sviluppo delle grandi riserve di gas di A&E Structures, nell’offshore di Tripoli. L’avvio produttivo è atteso nel 2026 con un plateau di 750 mln di piedi cubi/giorno, con volumi destinati sia al mercato interno che all’Europa attraverso l’attuale pipeline offshore Greenstream e facendo leva sulle sinergie con il Mellitah Complex. Il progetto comprende la costruzione di un hub onshore di cattura e stoccaggio di CO₂ (CCS).
• A gennaio, è stata ceduta a QatarEnergy una partecipazione del 30% nei Blocchi esplorativi 4 e 9, nell’offshore del Libano, operati da TotalEnergies. Eni manterrà una partecipazione del 35% nel progetto.

Global Gas & LNG Portfolio

• A gennaio, raggiunto un accordo con Snam, operatore italiano per la distribuzione gas, che include una ristrutturazione delle attività Eni relative alla rotta Sud del trasporto di gas naturale, tramite la cessione del 49,9% della partecipazione Eni nei gasdotti TTPC/Transmed che collegano l’Algeria all’Italia attraverso la Tunisia e il Mar Mediterraneo, e i relativi diritti di trasporto. Le partecipazioni sono state conferite nella nuova società “SeaCorridor”, che sarà controllata congiuntamente da Eni e Snam, rispettivamente con il 50,1% e il 49,9%. Eni ha ricevuto un incasso di €405 mln come corrispettivo dell’operazione.

Refining & Marketing e Chimica

• Ad ottobre, partito il primo cargo di olio vegetale, prodotto nell’agri-hub Eni di Makueni in Kenya, diretto alla bioraffineria di Gela. Tale materia prima rinnovabile sarà utilizzata nella produzione di biocarburanti, rispettando tutti gli standard di sostenibilità e di economia circolare, recuperando terreni abbandonati e contribuendo favorevolmente alla creazione e allo sviluppo del lavoro locale. La produzione è prevista salire rapidamente a 20.000 tonnellate nel 2023. Questo progetto segna l’avvio dell’innovativo modello di agribusiness di Eni, integrato verticalmente con le bioraffinerie che sarà replicato in altri paesi africani.
• Ad ottobre, concluso l’approvvigionamento dell’olio di palma per le bioraffinerie Eni, sostituito integralmente da materie prime sostenibili.
• Ad ottobre, Eni ha avviato uno studio per valutare la fattibilità economica della costruzione e gestione di una bioraffineria presso l’hub di Livorno, con una capacità progettuale di 500 mila tonnellate/anno.
• A dicembre, avviata la collaborazione con Euglena, azienda giapponese leader nelle biotecnologie, e Petronas, compagnia petrolifera Malesiana, per valutare la fattibilità economica di costruzione e gestione di una bioraffineria nel sud-est asiatico. La decisione d’investimento è attesa entro il 2023 con possibile completamento entro il 2025 e target di lavorazione atteso in circa 650 mila tonnellate/anno di biocarburante. La bioraffineria utilizzerà la tecnologia Honeywell UOP’s Ecofining™, sviluppata da Eni in collaborazione con Honeywell UOP.
• A dicembre, Versalis ha acquisito da DSM la tecnologia per la produzione di enzimi per etanolo di seconda generazione. La tecnologia sarà applicata nello stabilimento di Crescentino e si integra con la tecnologia proprietaria Proesa^® per la produzione di bioetanolo sostenibile e di prodotti chimici da biomasse lignocellulosiche.
• A dicembre, raggiunti ulteriori progressi nel SAF (Sustainable Aviation Fuel) tramite l’accordo con DHL Express Italy e con il Gruppo SEA che gestisce l’aeroporto di Milano Malpensa e Milano Linate per la sperimentazione di Eni Biojet, miscelato al 20% con JetA1 e prodotto esclusivamente da materie prime di scarto, grassi animali e oli vegetali esausti.
• A gennaio, nell’ambito della strategia satellitare di Eni di creare nuove entità dedicate per accelerare la decarbonizzazione del portafoglio clienti del Gruppo (emissioni Scope 3), è stata costituita la società Eni Sustainable Mobility. Questa società integrata verticalmente supporterà la transizione energetica di Eni abbinando all’offerta di carburanti sempre più sostenibili, servizi avanzati dedicati agli automobilisti in Italia e in Europa, facendo leva su una rete di 5 mila stazioni di servizio, che saranno potenziate per supportare anche la mobilità elettrica e quella basata sull’idrogeno. Eni Sustainable Mobility gestirà le bioraffinerie di Eni, il business del biometano e proseguirà lo sviluppo di nuovi progetti, tra cui quelli di Livorno e Pengerang in Malesia, attualmente in fase di valutazione.
• A febbraio, annunciato accordo di collaborazione con la società di raffinazione PBF relativo al progetto di bioraffinazione St. Bernard Renewables LLC (SBR) in fase di costruzione in Louisiana (Stati Uniti d’America) attraverso un JV paritetica. L’operazione, soggetta alle consuete condizioni di closing, prevede da parte della consociata Eni Sustainable Mobility un apporto di capitale pari a $835 mln e delle tecnologie di bioraffinazione. L’avvio dell’impianto è atteso nella prima metà del 2023 con l’obiettivo di una capacità di trattamento di circa 1,1 mln di tonnellate/anno per la produzione principalmente di HVO Diesel.

Plenitude e Power

• Ad ottobre, avviata la produzione presso il parco eolico spagnolo El Monte da 104,5 MW, nella regione Castiglia La Mancha. La centrale produrrà circa 300 GWh/anno, equivalenti al consumo domestico di 100.000 famiglie.
• Ad ottobre, è stata finalizzata la cessione da parte di Plenitude alla JV norvegese Vårgrønn della quota del 20% in Dogger Bank (Regno Unito) che sta sviluppando importanti progetti eolici offshore. A seguito dell’accordo tra gli azionisti, HitecVision aumenta la propria quota di partecipazione in Vårgrønn passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di capitale.
• A dicembre, Plenitude ha finalizzato l’acquisizione del 100% di PLT (PLT Energia Srl e SEF Srl e rispettive controllate e partecipate), un gruppo italiano integrato con una capacità installata di 0,3 GW, già in operation, 0,1 GW in costruzione e 1,2 GW di progetti in fase di sviluppo (principalmente eolico) in Italia e Spagna. Inoltre, il gruppo PLT detiene un portafoglio di 90.000 clienti in Italia.
• A dicembre, Plenitude ha firmato un accordo per l’acquisito dell’impianto fotovoltaico di Kellam, da 81 MW, situato in Texas, USA, portando la capacità installata totale nel paese a 878 MW.
• A gennaio, Plenitude e Simply Blue Group hanno firmato un accordo per lo sviluppo congiunto di nuovi progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due progetti, “Messapia” nell’offshore della Puglia e “Krimisa”, offshore Calabria, con una capacità di 1,3 GW e 1,1 GW, rispettivamente, sono già stati presentati alle autorità competenti.
• A gennaio, Plenitude ha avviato la produzione presso il “Golden Buckle Solar Project” da 263 MW nella contea di Brazoria, in Texas. La produzione media annua di energia solare è prevista tra 400 e 500 GWh.

Decarbonizzazione e Sostenibilità

• Ad ottobre, due progetti di sviluppo di idrogeno verde di Eni ed Enel Green Power sono stati inseriti tra i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea nell’ambito di IPCEI Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la catena del valore dell’idrogeno. I due elettrolizzatori dalla capacità di 20 MW e 10 MW saranno realizzati rispettivamente all’interno della bioraffineria Eni di Gela, in Sicilia, e della raffineria Eni di Taranto. Entrambi gli impianti adotteranno la tecnologia PEM (polymer electrolyte membrane).
•  A ottobre, nell’ambito di una procedura di gara, Commonwealth Fusion Systems di cui Eni è principale azionista, è stata selezionata dall’Autorità Britannica per l’Energia Atomica per supportare il progetto sul sistema di confinamento magnetico per lo Spherical Tokomak di UKAEA per la produzione di energia.
• Nel trimestre, Eni è stata classificata al primo posto tra le 30 aziende del settore europeo oil & gas da Moody’s ESG Solutions per le sue eccellenti capacità nella gestione dei rischi ESG. Eni ha migliorato il proprio score ed è stata confermata nella categoria Advanced.
• A novembre, Eni ha sottoscritto un accordo con Leonardo per lo sviluppo di iniziative congiunte nell’ambito della sostenibilità e dell’innovazione, con l’obiettivo di favorire il processo di transizione energetica e decarbonizzazione delle proprie attività.
• A novembre, Eni ha firmato un accordo con Autostrade per l’Italia e CDP per sviluppare iniziative congiunte per il miglioramento della rete autostradale italiana, attraverso l’incremento dell’offerta di prodotti per la mobilità sostenibile e di altre soluzioni per la decarbonizzazione.
• A novembre, firmati diversi accordi con il Governo del Ruanda per lo sviluppo congiunto di iniziative innovative nell’ambito dell’agricoltura, della protezione di ecosistemi forestali, della salute e delle tecnologie. Gli accordi hanno l’obiettivo di supportare la transizione energetica, promuovendo sia iniziative agricole di coltivazione di piante oleaginose da utilizzare come feedstock per le bioraffinerie Eni per la produzione di biocarburanti sia iniziative per la generazione di crediti di carbonio e supportando lo sviluppo di infrastrutture e servizi per la salute e l’educazione delle comunità locali.
• A novembre, Eni ha firmato un accordo di collaborazione con Bonifiche Ferraresi per valutare lo sviluppo dell’agri-business in Italia, tramite la coltivazione di semi da utilizzare come materia prima per la produzione di biocarburanti in terreni degradati, abbandonati o inquinati, senza entrare in competizione con la filiera alimentare.
• A gennaio, Eni e Sonatrach hanno firmato accordi strategici che riaffermano l’obiettivo comune di rafforzare la sicurezza energetica ed accelerare la transizione verso un’economia low-carbon. I due partner hanno concordato di identificare e perseguire opportunità congiunte per la riduzione delle emissioni GHG attraverso iniziative di efficienza energetica, sviluppo di energie rinnovabili, progetti di idrogeno verde e di cattura e stoccaggio di anidride carbonica, a supporto della sicurezza energetica e di una transizione energetica sostenibile. Inoltre, verranno valutate possibili misure per il miglioramento della capacità di esportazione di energia dall’Algeria verso l’Europa.