El Consejo de Administración de Eni, presidido por Lucia Calvosa, aprobó ayer los resultados consolidados no auditados del primer trimestre de 2022.

El CEO de Eni, Claudio Descalzi, dijo: “Este trimestre ha sido uno de los principales desarrollos estratégicos para Eni. Reaccionamos rápidamente a los desafíos actuales del mercado de la energía aprovechando nuestras asociaciones globales upstream y con países productores para encontrar oportunidades de suministro alternativas y adicionales para Europa. Hemos firmado importantes acuerdos en Argelia, Egipto y la República del Congo, mientras que otro se alcanzó en Angola, consolidando nuestras operaciones conjuntas en los países y promoviendo mayores exportaciones de gas a Italia y Europa en aras de la transición a una economía baja en carbono.

Durante el trimestre, completamos con éxito la cotización de nuestra empresa upstream noruega, Vår Energi, en la que mantenemos una participación del 64 %, y lanzamos con BP la combinación de nuestra importante cartera respectiva en Angola. Plenitude, nuestra empresa de retail integradora de renovables y gas & power, avanza hacia la cotización prevista para 2022 sujeta a las condiciones de los mercados, y hemos anunciado la constitución de una entidad de Movilidad Sostenible, integrando biorrefinerías, nuestra red de multienergía y multiservicios y sus clientes. Con Plenitud y Movilidad Sostenible, nuestro objetivo es servir a nuestra base de clientes con productos descarbonizados distintivos y servicios sostenibles.

También completamos con éxito la oferta pública inicial de NEOA en Londres, un SPAC que se enfoca en oportunidades de transición y bajas emisiones de carbono. Al llegar a los resultados del primer trimestre de 2022, nuestro desempeño mostró fortaleza y resiliencia en un contexto de alta volatilidad del mercado e incertidumbre vinculada a la guerra en curso y las tensiones internacionales. Generamos 5200 millones de euros de Ebit ajustado consolidado, 3900 millones de euros más que en el primer trimestre de 2021, impulsados ​​por sólidas tendencias en E&P respaldadas por un sólido entorno de precios, y GGP impulsado por mayores operaciones internacionales de GNL y la flexibilidad de nuestra cartera de suministro. . Obtuvimos 3.300 millones de euros de beneficio neto ajustado. Fundamentalmente, en un entorno tan volátil, mantuvimos la disciplina financiera y generamos un FCF orgánico de 1800 millones de euros, a pesar de los mayores requisitos cíclicos de capital circulante en la primera parte del año, que aumentaron aún más debido al aumento de los precios de las materias primas.

En conclusión, un cuarto de claro progreso en la ejecución de nuestra estrategia de brindar seguridad y sostenibilidad al sistema energético, mientras mantenemos un enfoque nítido en una transición energética justa y en la creación de valor para nuestros grupos de interés”.

Destacados

Resultados de operaciones del grupo en el primer trimestre de 2022

En el primer trimestre de 2022, el Grupo informó un EBIT ajustado de 5190 millones de euros, un 300 % más que en el primer trimestre de 2021.

Este desempeño fue impulsado por los sólidos resultados del segmento de E&P que reportó un aumento de €3 mil millones en Ebit ajustado capturando los precios más altos realizados en la producción de capital (un 70% más en promedio). La producción de hidrocarburos para el trimestre fue de 1,65 millones de boe/d, en consonancia con la guía para todo el año.

El segmento GGP reportó un Ebit ajustado de 930 millones de euros, en comparación con el punto de equilibrio en el primer trimestre de 2021 debido a mayores ventas de gas, mejores resultados del negocio internacional de GNL en medio de un fuerte entorno de precios y optimización de márgenes aprovechando la flexibilidad de la cartera de suministro de gas natural.

El negocio de R&M logró un resultado positivo de 24 millones de euros, una mejora significativa con respecto a la pérdida de 159 millones de euros del primer trimestre de 2021. Esta tendencia fue impulsada por optimizaciones de planta que permitieron reducir el uso de gas y gastos de servicios públicos, así como un fuerte repunte de los márgenes de refinación en la segunda quincena de marzo de 2022, beneficiándose de un mercado ajustado para productos refinados, particularmente de gasoil.

El negocio químico administrado por Versalis se ha debilitado debido al aumento en los costos de las materias primas a base de petróleo y mayores gastos de servicios públicos de la planta. El negocio reportó menores resultados de 154 millones de euros interanuales.

Los negocios minoristas, renovables y de movilidad eléctrica gestionados por Plenitude están bien posicionados para alcanzar la guía de EBITDA ajustado para todo el año (más de 600 millones de euros), a pesar de la alta volatilidad del escenario, lo que confirma la resiliencia de nuestro modelo de negocio integrado.

El beneficio neto ajustado del Grupo en el primer trimestre de 2022 fue de aproximadamente 3270 millones de euros, un aumento de 3 mil millones de euros con respecto al primer trimestre de 2021, respaldado por mejores resultados de nuestras entidades contabilizadas por participación y una tasa impositiva más baja como resultado de los efectos de combinación geográfica y precios más altos en E&P y Contribución comercial positiva de GGP y R&M en los resultados generales.

El flujo de caja ajustado del Grupo antes del capital circulante a coste de reposición llegó a 5610 millones de euros respaldado por el sólido rendimiento del negocio base (un 186 % más en comparación con el primer trimestre de 2021).

Después de financiar un capex orgánico de 1620 millones de euros, ligeramente superior al del año pasado, y las necesidades de capital circulante, el Grupo obtuvo un FCF orgánico de 1800 millones de euros. Los factores estacionales que normalmente dan forma a los requisitos de capital de trabajo en el primer trimestre impulsaron una absorción de efectivo de aproximadamente 1.960 millones de euros que reflejaron el mayor valor nominal de las cuentas por cobrar comerciales.

El flujo de caja del trimestre se vio impulsado por el cierre de la oferta de acciones en Vår Energi con ganancias para Eni de alrededor de 400 millones de euros.

Las salidas de efectivo no orgánicas de 1250 millones de euros se relacionan con las adquisiciones de Plenitude (800 millones de euros) y una aportación de capital a Saipem JV (460 millones de euros) como parte de la reestructuración financiera de la participada.

El endeudamiento neto a 31 de marzo de 2022, antes del efecto de la NIIF 16, se situó en 8.620 millones de euros, y el apalancamiento siguió mejorando en 0,18 frente a 0,20 a 31 de diciembre de 2021.

Desarrollos comerciales

En marzo/abril: aprovechando la alianza consolidada con los países del norte y oeste de África, firmamos acuerdos marco con Argelia, Egipto y la República del Congo los días 11, 13 y 21 de abril para impulsar operaciones conjuntas de upstream e incrementar las exportaciones de gas natural hacia Europa. Contribuciones adicionales vendrán de Angola.

Según los términos del acuerdo con Argelia, Eni espera aumentar gradualmente los volúmenes de gas exportado a Italia a través del gasoducto Transmed como parte de los contratos de suministro a largo plazo existentes con Sonatrach, con entregas de gas adicionales a partir de la próxima temporada de calefacción y aumentando hasta 9 mil millones de metros cúbicos por año en 2023-24. Eni y Sonatrach desarrollarán conjuntamente reservas de gas adicionales aprovechando el modelo de vía rápida distintivo de Eni, para respaldar los flujos de exportación a Italia.

Eni y la empresa estatal egipcia “EGAS” acordaron valorizar las reservas locales de gas aumentando las actividades en concesiones operadas conjuntamente y explorando áreas de campo cercanas, con el objetivo de impulsar la producción y las exportaciones de gas a Italia a través de la planta de licuefacción de Damietta en un esperado tasa inicial de hasta 3 mil millones de metros cúbicos en 2022.

Con las autoridades petroleras de la República del Congo, Eni firmó una carta de intención para aumentar la producción y exportación de gas a Italia a través del desarrollo de un proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) con puesta en marcha prevista para 2023 y una capacidad de 4,5 mil millones cúbicos metros/año una vez que esté en pleno funcionamiento. Las exportaciones de GNL permitirán valorizar la producción de gas que supera las necesidades del mercado interno del Congo.

En febrero, con el fondo de renta variable HitecVision completó la cotización de Vår Energi en la bolsa de valores de Oslo, la O&G más grande de Europa en 15 años, colocando una participación de alrededor del 11,2% del capital social de la participada. La participación de Eni se redujo al 64,3% tras el cierre del trato.

En marzo, Eni firmó un acuerdo con BP para establecer una empresa conjunta de propiedad equitativa y financieramente independiente en Angola, Azule Energy, que combinará las respectivas carteras de activos de petróleo y gas de las dos compañías en el país para mejorar el crecimiento y el valor.

En febrero, el proyecto satelital Ndungu en el Bloque 15/06 frente a las costas de Angola comenzó la producción temprana, al conectar el campo al buque Ngoma Floating Production Storage and Offloading (FPSO). Si bien la producción en el campo de Ndungu se ha incrementado, las actividades de evaluación en marzo permitieron una mejora significativa de la base de recursos del área de descubrimiento a alrededor de mil millones de barriles de petróleo equivalente en el lugar. Esto convierte a Ndungu, junto con Agogo, en la acumulación más grande descubierta en el Bloque 15/06, y destaca la eficacia tanto del modelo de exploración dirigida por infraestructura de Eni como de su enfoque gradual para poner las reservas en producción con un rápido tiempo de comercialización.

En febrero, la FPSO Miamte inició la producción de hidrocarburos en el campo Miztón, dentro del Proyecto de Desarrollo en el Área 1 en el Golfo de México.

En febrero, se obtuvieron resultados preliminares positivos en el primer pozo de exploración, XF-002, en el Bloque 2 (Eni 70%, operador) frente a Abu Dhabi. Se esperan más resultados de las operaciones de perforación en el segundo trimestre de 2022.

En marzo, se realizó un importante descubrimiento de petróleo y gas asociado en Argelia en la concesión Zemlet El Arbi en la cuenca norte de Berkine, operada conjuntamente por Eni (49%) y Sonatrach (51%). El descubrimiento, con un estimado de 140 millones de barriles de petróleo, está cerca de las instalaciones de procesamiento del campo Bir Rebaa North, lo que garantiza un desarrollo acelerado.

En abril, se realizaron descubrimientos de petróleo y gas de campo cercano en las concesiones de Meleiha, en el desierto occidental de Egipto, que ya se han vinculado a la producción, en línea con la estrategia de exploración de campo cercano, lo que permite maximizar las oportunidades de exploración cercanas a las infraestructuras existentes.

En enero, tras el proceso de licitación “Premios 2021 en áreas predefinidas” (APA) del Ministerio de Petróleo y Energía de Noruega, Vår Energi se adjudicó diez licencias de exploración (de las cuales cinco como operador) que cubren áreas en las principales cuencas mineras de la plataforma continental noruega (NCS).

En enero, luego de la participación exitosa en la Ronda de licitación internacional de Egipto para la exploración y explotación de petróleo 2021, Eni recibió cinco licencias de exploración (de las cuales cuatro como operador) en las principales cuencas mineras de interés para Eni: costa afuera