“Nel periodo che definisco il peggiore nella storia dell’industria Oil&Gas, colpita dagli effetti della pandemia e della “guerra dei prezzi”, la reazione di ENI e’ stata pronta e radicale. Abbiamo predisposto una revisione della nostra strategia di breve/medio termine riducendo di 8 mld di euro gli esborsi per costi ed investimenti nel biennio 2020-21 che ci aspettiamo sarà il più critico”.

Lo afferma l’a.d. Claudio Descalzi, commentando l’aggiornamento della strategy, aggiungendo che “ciò comporterà una variazione del profilo di crescita della produzione upstream, mentre gli obiettivi già fissati per gli altri business, che stanno dando prova di grande resilienza, potranno essere rilanciati grazie all’allocazione di risorse aggiuntive”.

Eni in rosso – con 7,335 mld di perdita nel 1* semestre –  taglia la cedola a 0,36 euro per il 2020 (da 0,89 euro previsti  pre-Covid), rivede ancora la strategy e la politica di dividendo.    

La perdita netta è determinata dalla rilevazione di svalutazioni pre-tax di attività non correnti di 3,4 mld (di cui 2,8 miliardi rilevate nel secondo trimestre) riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in funzione della revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi; per un valore complessivo post-tax di  3,6 mld comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta (3,5 mld rilevati  nel secondo trimestre).

L’adeguamento del valore contabile del magazzino ai prezzi correnti ha inciso per 1 miliardo.    

La perdita netta adjusted è pari a 655 mln nel semestre rispetto a un utile di 1,554 mld dello stesso periodo del 2019.    

“I prezzi sono crollati insieme alla domanda per  effetto della crisi sanitaria e delle tensioni geopolitiche”.

“Solo un  intervento straordinario dell’Opec+ ha consentito di riportare un minimo  di stabilita’ nel mercato, mentre la difficile uscita dalla pandemia  mostra ancora elevati elementi di incertezza”, ha aggiunto l’a.d.

“In questo contesto Eni ha prontamente reagito rivedendo i suoi piani industriali nel 2020 e 2021 con l’intento di preservare la  sua solidità patrimoniale”.    

In particolare, il Cane a sei zampe riduce i capex 2020 di circa 2,6  mld, pari a circa il 35% del budget originario con una nuova guidance per l’anno pari a 5,2 mld.

Eni, inoltre, implementerà un programma di  ottimizzazione costi con risparmi attesi nel 2020 di circa 1,4 mld;  analogo ammontare è previsto per il 2021.

Per il 2021 sono programmati ulteriori 2,4 mld di tagli, pari al 30% di quanto originariamente previsto  per lo stesso anno a piano.

La manovra capex sarà concentrata quasi interamente nell’upstream.    

Allo scenario 2020 di 40 usd/barile è previsto un flusso di cassa ante  variazioni del working capital adjusted di 6,5 mld, in grado di finanziare  i capex previsti per il 2020.

Rispetto alla stima iniziale  di 11,5 mld allo scenario di 60 usd/barile, la flessione dei prezzi degli idrocarburi incide per circa -4,5 mld e gli impatti del Covid-19 per circa -1,7 mld, attenuati dai cost saving e performance per 1,2 mld.

L’utile operativo adjusted 2020 mid-downstream (G&P, R&M con Adnoc  pro-forma e Versalis) è stimato in 0,8 mld.    

In termini di liquidità, Eni e’ ben posizionata per superare l’attuale  downturn del mercato grazie alla resilienza del portafoglio di asset oil&gas a contenuto break-even ed alla solida situazione patrimoniale.

Al  30 giugno 2020, la società dispone di una riserva di liquidità di circa  17,7 mld di cui 6,5 mld di attivi di tesoreria, 6 mld investiti in attività liquide, 0,5 mld di crediti finanziari a breve e 4,7 mld di linee di credito committed.    

Per quanto riguarda il dividendo, Eni taglia la cedola e introduce una  componente variabile in base al mutare dello scenario.

“La policy è innovativa – spiega Descalzi -, perché combina una componente base  progressiva parametrata a un Brent di almeno 45 usd/barile a una  componente variabile commisurata alla crescita del prezzo fino a 60  usd/barile, oltre il quale sarà riattivato il piano di buy back”.

“Il  dividendo non sarà più un numero fisso in un mondo sempre più soggetto a una elevata variabilità, ma sara’ funzione dello scenario e dello  sviluppo industriale del gruppo che vuole continuare a crescere offrendo  un rendimento ogni anno competitivo ai propri azionisti”.

Per quest’anno è previsto un dividendo minimo di 0,36 euro.    

La cedola sara’ quindi impostata su una base progressiva con un  incremento del 30-45% di Free cash flow aggiuntivo generato tra 45-60 usd  (0,41 euro con Brent a 48 usd; 0,45 euro a 50 usd; 0,45 euro a 50 usd;  0,56 euro a 55 usd e 0,7 euro a 60 usd).

Il programma di buyback verrà riattivato con un Brent superiore ai 60 usd (400 mln tra 61-65 usd e  raddoppiera’ a 800 mln con Brent superiore ai 65 usd). Il titolo cede il  3,7% in Borsa, maglia nera tra le blue chip.