(Teleborsa) - Conti in discesa per
Eni che chiude il secondo trimestre con
un utile netto adjusted (esclusa Saipem) di 0,45 miliardi in flessione del 46% rispetto al secondo trimestre 2014 dovuta al calo dell’utile operativo, alla variazione negativa del fair value delle partecipazioni di Snam e Galp (perdita di 53 milioni rispetto a proventi di 99 milioni nel periodo di confronto), nonché all'aumento del tax rate.
L’ Utile netto adjusted è stato di 0,14 miliardi nel trimestre (-84%); 0,79 miliardi nel semestre (-62%) mentre
l’ Utile netto è stato di -0,11 miliardi nel trimestre; e di 0,59 miliardi nel semestre (-70%).
Nel secondo trimestre 2015 Eni ha conseguito l’utile operativo adjusted di 1,50 miliardi, escluso il risultato Saipem negativo per 0,74 miliardi, in calo del 41% rispetto al secondo trimestre 2014 a causa della flessione della performance dell’E&P (-1,5 miliardi, pari al 49%)
trainata dal calo di circa il 44% del prezzo del petrolio, il cui impatto è stato attenuato dalla crescita delle produzioni, dalla riduzione dei costi e dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-19%).
L’Utile operativo adjusted: è stato in calo del 72% a 0,76 miliardi nel trimestre (-63% a 2,33 miliardi nel semestre).
Per quanto riguarda
la produzione di idrocarburi vi è stato un significativo aumento a 1,754 mln bep/g nel trimestre pari a +10,7% e 1,726 mln bep/g nel semestre, pari a +9%, che significa una crescita organica record negli anni 2000).
Per questo
il cane a sei zampe ha rivisto al rialzo la guidance sulla produzione sull'anno intero dal +5% a oltre il 7%.
Sulla base dell’esame dei risultati del primo semestre 2015 e delle previsioni per l’intero esercizio, la proposta di acconto dividendo al Consiglio di Amministrazione del 17 settembre 2015 sarà di 0,40 euro per azione (0,56 euro nel 2014) da mettere in pagamento a partire dal 23 settembre 2015 con stacco cedola il 21 settembre 2015.
Per quanto riguarda
l’outlook 2015 è caratterizzato dal moderato rafforzamento della crescita economica globale trainata dagli Stati Uniti. Rimangono i rischi relativi alla solidità della ripresa nell’area euro, all’entità del rallentamento di Cina e di altre economie emergenti e alla stabilità finanziaria.
Il prezzo del petrolio è previsto in significativo ridimensionamento rispetto al 2014 a causa dell’eccesso di offerta. Nel settore Exploration & Production il management ha definito iniziative di efficienza e ottimizzazione degli investimenti e dei costi operativi mantenendo un solido focus sull’esecuzione e time-to-market dei progetti per attenuare l’effetto negativo della caduta del prezzo.
Negli altri settori prevalentemente influenzati dal quadro economico europeo, il management prevede uno scenario sfidante a causa di elementi di criticità strutturale dovuti alla debolezza della domanda di commodity, eccesso di offerta/capacità e pressione competitiva. Il calo del prezzo del petrolio potrà attenuare tali fattori. Il recupero della redditività in questi settori farà leva sulla rinegoziazione dei contratti gas, sulla ristrutturazione/riconversione della capacità produttiva legata al ciclo petrolifero e sulle azioni di riduzione dei costi e di ottimizzazione dei margini.
La produzione di idrocarburi: è prevista una solida crescita rispetto al 2014 di oltre il 7% grazie agli avvii e ai ramp-up di giacimenti avviati nel 2014, principalmente in Venezuela, Norvegia, Stati Uniti, Angola e Congo e ai maggiori volumi attesi in Libia.
Le vendite di gas: sono previste stabili rispetto al 2014 escludendo l’effetto della cessione degli asset in Germania e a parità di condizioni climatiche.
Le vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste in leggera flessione in Italia in un quadro di domanda debole e forte pressione competitiva con una migliore performance della rete di proprietà.
“Nel primo semestre di quest’anno abbiamo conseguito ottimi risultati industriali in tutti i business che ci hanno consentito di rivedere al rialzo alcuni degli obiettivi del piano strategico presentato a marzo. Nel settore upstream abbiamo raggiunto una crescita produttiva record e abbiamo contenuto significativamente i costi. Inoltre, il recente avvio della produzione del campo di Perla, in Venezuela, e l’ormai prossimo avvio di Goliat, in Norvegia, forniranno un contributo importante nella seconda parte dell’anno. I business del middownstream hanno tutti ottenuto risultati positivi, grazie ai forti progressi nel riassetto dei nostri impianti di raffinazione e petrolchimici, al successo nelle rinegoziazioni dei contratti gas e agli ulteriori interventi sull’efficienza. Queste azioni hanno contribuito a limitare gli effetti della caduta dei prezzi degli idrocarburi, sia in termini economici, sia in termini di cassa. Nonostante il dimezzamento del prezzo del barile, abbiamo conseguito 5,7 miliardi di cash flow, in linea con il primo semestre dello scorso anno, che ha finanziato la quasi totalità degli investimenti realizzati nel semestre. Si tratta di un risultato particolarmente rilevante, dato che operiamo in un settore che oggi ha come principale sfida proprio l’autofinanziamento degli investimenti. Questi risultati superiori alle attese ci consentono di confermare la proposta al CdA al prossimo 17 settembre di un acconto dividendo pari a 0,40 euro per azione.” E’ così che Claudio Descalzi, amministratore delegato di Eni ha commentato i conti.