(Teleborsa) – chiude i primi sei mesi dell’anno con un utile netto pari a 1,52 miliardi di euro (in calo del 31% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno) ed un utile netto adjusted di 1,55 miliardi (-11%).
La produzione di idrocarburi del Gruppo si è attestata a 1,83 milioni di barili al giorno in riduzione del 2% rispetto al corrispondente periodo del 2018 (-2% nel semestre 2019); al netto del portafoglio, la produzione risulta sostanzialmente in linea in entrambi i reporting period (-0,6% nel trimestre; -0,9% nel semestre). Inoltre il confronto è penalizzato dagli effetti della chiusura del contratto produttivo Intisar in Libia avvenuta dal terzo trimestre 2018. Escludendo tali produzioni dal periodo di confronto, la performance produttiva è stata robusta grazie al contributo dei rampup di Zohr e dei progetti avviati nel 2018 in particolare in Libia, Angola e Ghana (per un contributo complessivo di circa 218 mila boe/giorno), nonché alla crescita in Nigeria, Australia ed Emirati Arabi Uniti.
La produzione di petrolio è stata di 867 mila barili/giorno, in riduzione di 14 mila barili/giorno, pari al 2%, rispetto al secondo trimestre 2018 (877 mila barili/giorno nel primo semestre 2019, -1%).
La produzione di gas naturale è stata di 148 milioni di metri cubi/giorno, in riduzione di 4 milioni di metri cubi/giorno, pari al 3% rispetto al secondo trimestre del 2018 (147 milioni di metri cubi/giorno nel primo semestre, -3%). Escludendo gli effetti della chiusura del contratto produttivo Intisar in Libia, la produzione registra una performance positiva.
“Nel primo semestre ENI ha conseguito eccellenti risultati finanziari, proseguendo nella realizzazione degli obiettivi del proprio piano
industriale. La generazione di cassa dell’esercizio, in incremento di oltre il 20% nonostante uno scenario meno favorevole rispetto al semestre precedente, ha coperto ampiamente tanto gli investimenti, a cui continuiamo ad applicare una rigorosa disciplina, quanto
la remunerazione degli azionisti che oltre al saldo dividendo include ora anche il buy-back – ha commentato Claudio Descalzi, AD del Gruppo-. Di conseguenza il debito è sceso rispetto a quello di bilancio di un ulteriore 5% a 7,87 miliardi di euro prima della passività per leasing. Un ulteriore surplus di cassa potrà derivare nel prossimo futuro dal fatto che il prezzo effettivo del Brent è atteso a un livello superiore rispetto a quello di cash neutrality per ENI, pari a circa 55 dollari/barile. Questi risultati sono stati ottenuti grazie alla performance industriale”.
Nell’Upstream – ha continuato il top manager – il nostro modello operativo, concepito per portare in produzione le riserve nel più breve tempo possibile, ha portato all’avvio della produzione dell’Area 1 in Messico a meno di un anno dall’approvazione del piano di sviluppo. Abbiamo inoltre aumentato per via organica la nostra base produttiva crescendo principalmente in Egitto dove il campo di Zohr si avvia al raggiungimento del plateau. Prosegue in Gas & Power il trend positivo del portafoglio long-term con il rinnovo del contratto di fornitura da Sonatrach. Ottimi anche i risultati del Retail gas & power che amplia la propria base clienti di circa 130 mila utenze. I business R&M e Chimica attenuano l’effetto di uno scenario debole con un recupero di redditività nel secondo trimestre, soprattutto nel marketing oil. I principali indici di sostenibilità mostrano un costante miglioramento, in linea con gli obiettivi fissati; inoltre registriamo l’avvio della Green Refinery di Gela. Su queste basi intendo confermare al CdA del 19 settembre la proposta di un acconto dividendo di 0,43 euro per azione”.
