El Directorio de Eni, presidido por Lucia Calvosa, aprobó ayer los resultados consolidados no auditados del tercer trimestre y los nueve meses de 2022.

El CEO de Eni, Claudio Descalzi, dijo: “En el contexto de alta volatilidad e incertidumbre en los mercados, Eni continúa asegurando suministros de energía cruciales para nuestras economías, al mismo tiempo que avanza en su estrategia de descarbonización. Planeamos reemplazar al menos el 50% de los flujos de gas rusos este invierno, aprovechando nuestra amplia y diversificada base de reservas, nuestras relaciones de larga data con los países productores y nuestra creciente presencia en GNL. En el trimestre mejoramos aún más nuestra posición en la cadena de suministro de gas a través de nuestras actividades de exploración, la adquisición upstream de activos de bp en Argelia y, en el lado midstream, la compra del buque de licuefacción Tango FLNG como parte del proyecto de valorización de gas del Congo”.

“Nuestros planes de descarbonización están alcanzando nuevos hitos. Para fin de año nuestra capacidad instalada de energía renovable en Plenitud se habrá duplicado a más de 2 GW. Nuestro negocio de Movilidad Sostenible está cobrando impulso aprovechando un modelo innovador de integración vertical con nuestra incipiente agroindustria para suministrar materia prima sostenible a nuestras biorrefinerías. En E&P, hemos avanzado en nuestra estrategia de crear vehículos enfocados geográficamente que impulsen el crecimiento y los rendimientos, siendo el último Azule, el JV recientemente establecido con bp para mejorar nuestras actividades en Angola”, continuo así el CEO.

“En el tercer trimestre de 2022, a pesar de una caída en los precios del crudo y una rápida caída en los márgenes de refinación, continuamos brindando resultados positivos, principalmente gracias al sólido desempeño de nuestros negocios internacionales.
En los primeros nueve meses de 2022, cubrimos por completo nuestro capex y retorno de efectivo para los accionistas y pudimos reducir nuestro apalancamiento a 0,11, alrededor de la mitad del nivel de fines del año pasado”, afirmó.

Aspectos financieros destacados del tercer trimestre de 2022

El EBIT ajustado del grupo fue de 5.770 millones de euros en el tercer trimestre de 2022, en línea con el trimestre anterior, a pesar de los precios del petróleo crudo más débiles, los márgenes de refinación marcadamente más bajos y el tiempo de inactividad no planificado de la producción y otros problemas, además de la reclasificación de Azule Energy a asociados. Estos efectos se vieron contrarrestados por las continuas iniciativas de optimización y los ahorros de costos en todas las líneas de negocios.

E&P entregó 4270 millones de euros de EBIT ajustado en el tercer trimestre de 2022, un 12 % menos intertrimestral debido a menores realizaciones de hidrocarburos y la reclasificación de Azule Energy. La producción en el tercer trimestre de 2022 fue de 1,58 millones de boe/d, en línea con el segundo trimestre de 2022, pero un 7 % menos que el año anterior debido a las menores contribuciones de Kazajstán, Nigeria y Noruega.

GGP registró un excelente desempeño en el tercer trimestre de 2022, luego de alcanzar el break even en el segundo trimestre. Si bien los precios del gas eran altos, el mercado seguía siendo muy desafiante en términos de flujos físicos y volatilidad. En el trimestre la compañía pudo gestionar estos riesgos de mercado: en primer lugar, continuamos garantizando la seguridad de suministro para nuestros clientes nacionales satisfaciendo su demanda y llenando el almacenamiento. Además, gracias a una incesante optimización de activos y renegociaciones de contratos, aprovechando la diversidad y flexibilidad de nuestra cartera general de gas y GNL, lograron un EBIT ajustado de 1080 millones de euros.

El rendimiento del tercer trimestre de R&M con un EBIT ajustado de 710 millones de euros fue un resultado sobresaliente, teniendo en cuenta la magnitud de la caída en el margen SERM de referencia (un 80 % menos de forma secuencial), y estuvo garantizado por la optimización de la producción, medidas de eficiencia para abordar los costos de los servicios públicos, índices más altos de utilización de la planta y el sólido rendimiento de la temporada de conducción.

El negocio químico de Versalis reportó un resultado negativo de 177 millones de euros en el tercer trimestre, impactado por los altos costos de la energía debido a las débiles tendencias de la demanda.

Plenitude reportó un EBIT ajustado de 16 millones de euros en el tercer trimestre de 2022 en línea con las tendencias estacionales del negocio e inferior al del tercer trimestre de 2021 debido a las tendencias desfavorables del mercado, mientras que la energía a gas reportó un EBIT ajustado superior de € 156 millones.

El beneficio neto ajustado del Grupo en el tercer trimestre de 2022 fue de 3.730 millones de euros (10.810 millones de euros en los nueve meses de 2022), en línea con el trimestre anterior (un aumento de 8.200 millones de euros en los nueve meses), lo que refleja un sólido rendimiento subyacente y una mejor resultados en nuestras entidades puestas en equivalencia. La tasa impositiva ajustada del Grupo, sin considerar un impuesto único sobre las ganancias extraordinarias en Italia informado como partida especial, se ha estabilizado en torno al 40%, impulsada por una mejor combinación geográfica de ganancias antes de impuestos, particularmente en E&P.

Con respecto a los nueve meses de 2022, se informó una ganancia neta de 13 260 millones de euros, las operaciones italianas incurrieron en una pérdida neta de alrededor de 1000 millones de euros, principalmente debido al impuesto sobre las ganancias extraordinarias acumulado para el sector de la energía.

En el tercer trimestre de 2022, el flujo de caja ajustado del Grupo antes del capital circulante a coste de reposición fue de 5470 millones de euros. En los nueve primeros meses de 2022 alcanzó los 16.270 millones de euros, duplicándose interanual. Después de financiar un gasto de capital orgánico de 5500 millones de euros, un aumento del 35 % interanual en los nueve meses debido a un dólar estadounidense más fuerte y a la actividad planificada posterior al confinamiento, el Grupo realizó un FCF orgánico de 9300 millones de euros para cubrir los requisitos de capital circulante y los rendimientos de efectivo de los accionistas. .
Distribución de dividendos: en septiembre, Eni pagó la primera cuota trimestral del dividendo de 2022 de 0,22 € por acción, por un importe de 751 millones de €. La segunda cuota igual se pagará el 23 de noviembre.

Programa de recompra: basado en el programa revisado de recompra de acciones de 2.400 millones de euros aprobado por el BoD en julio y que se ejecutará hasta abril de 2023, desde el inicio del programa a finales de mayo hasta el 21 de octubre de 2022, 142 millones se han comprado acciones, con un desembolso de efectivo de 1.663 millones de euros.
El endeudamiento neto ex-IFRS 16 al 30 de septiembre de 2022 fue de 6.400 millones de euros, una disminución de 2.540 millones de euros en comparación con el 31 de diciembre de 2021, y el apalancamiento del Grupo se situó en 0,11, frente a 0,20 al 31 de diciembre de 2021.

Principales desarrollos comerciales
Exploración y Producción

En los nueve meses de 2022 agregó alrededor de 630 millones de boe de nuevos recursos a la base de reservas y continúa brindando un rendimiento de exploración sobresaliente. Se realizaron descubrimientos cerca de activos e instalaciones existentes como parte de nuestro modelo de desarrollo acelerado: en Argelia, en la cuenca Berkine Norte, en Angola Bloque 15/06, en particular con el resultado incremental del pozo de evaluación Ndungu-2, en Abu Dhabi con el pozo XF-002 y en Ghana con el pozo Aprokuma-1X. Además, los hallazgos en las concesiones de Meleiha, en el desierto occidental de Egipto, así como en Argelia Berkine North, ya se han vinculado a las instalaciones de producción existentes. En julio, anunciamos la perforación exitosa del pozo Baleine 1X en el Bloque CI-802, en alta mar en Costa de Marfil. Este fue el segundo descubrimiento en la estructura de Baleine y permitió un aumento en los hidrocarburos estimados en el lugar a 2500 millones de barriles de petróleo y 3,3 Tcf de gas asociado. En agosto, anunciamos el descubrimiento del pozo Cronos-1, en el Bloque 6 en alta mar en Chipre, donde las estimaciones preliminares indican alrededor de 2,5 Tcf de gas en el lugar.

En julio, se alcanzó la decisión final de inversión (FID) de New Gas Consortium para el desarrollo de los campos de gas asociados Quiluma y Maboqueiro en Angola, con puesta en marcha prevista en 2026.

En julio, firmó con Sonatrach, Oxy y TotalEnergies un nuevo Contrato de Producción Compartida (PSC) para los Bloques 404 y 208 ubicados en la cuenca de Berkine en Argelia.

En agosto, Azule Energy, la empresa conjunta de propiedad equitativa entre bp y Eni comenzó a operar. Azule Energy combina los negocios upstream, GNL y solar de ambas compañías en Angola y es el mayor productor independiente de petróleo y gas de Angola. Azule es otro ejemplo del modelo satelital distintivo de Eni diseñado para desbloquear valor.

En agosto, adquirió el buque de licuefacción flotante Tango FLNG, que se desplegará en el proyecto de desarrollo de gas natural en el bloque Marine XII, República del Congo, en línea con la estrategia de Eni para aprovechar los recursos de capital de gas. El buque tiene una capacidad de producción de aproximadamente 0,6 millones de toneladas/año de GNL (alrededor de 1.000 millones de metros cúbicos estándar/año).

En septiembre, se evaluaron oportunidades con ADNOC para aumentar la producción de gas natural acelerando el tiempo de comercialización de grandes proyectos de gas como el proyecto Ghasha, que se estima que tiene importantes reservas recuperables y se espera que produzca más de 1,5 bcf/día. Se consideraron opciones de desarrollo de vía rápida para el reciente descubrimiento significativo de gas en alta mar en Abu Dhabi, en el Bloque 2 (70% de participación de Eni).

En septiembre, firmó un acuerdo preliminar para comprar los activos de bp en Argelia, incluidas las dos concesiones productoras de gas “In Amenas” e “In Salah” (participación de Eni 45,89% y 33,15%, respectivamente). El acuerdo mejorará la posición de Eni en el negocio del gas natural, contribuyendo a cubrir las necesidades energéticas de Europa.
En octubre, se inició la producción en dos campos de gas dentro del nuevo contrato de Berkine Sur en Argelia, tan solo seis meses después de la adjudicación del contrato, a través de un desarrollo acelerado.