“Oggi compiamo un ulteriore passo avanti nella nostra trasformazione e ci impegniamo a raggiungere la totale decarbonizzazione di tutti i nostri prodotti e processi entro il 2050”. Così Claudio Descalzi, ad di Eni, ha presentato alla comunità finanziaria il Piano Strategico dell’azienda per il 2021-2024. Un piano che, nelle intenzioni del gigante petrolifero, segna un punto di svolta verso la sostenibilità. Non solo per il nuovo obiettivo sulla decarbonizzazione netta, che migliora il precedente della riduzione dell’80% delle emissioni.
Tanto che il business delle rinnovabili si fonderà con il retail del Gas & Power “per rafforzare ulteriormente integrazione e sinergie, e allo stesso tempo massimizzare la generazione di valore lungo l’intera catena di energia verde”, dice l’azienda. Questa fusione farà leva sulla già ampia base clienti Eni, in crescita da 11 a 15 milioni, e su un aumento della fornitura di energia da rinnovabili da 4GW a 15GW rispettivamente al 2024 e al 2030. L’investimento complessivo sarà di 4 miliardi di euro nel corso del piano quadriennale, principalmente legato alle rinnovabili. I business G&P retail e rinnovabili incrementeranno l’Ebitda proforma a circa 1 miliardo di euro al 2024 rispetto ai 0,6 miliardi nel 2021. Nel settore retail l’Ebitda salirà a 0,7 miliardi entro la fine del piano, anche grazie a un aumento della quota di servizi quali la vendita di distributed solar Pv e soluzioni per l’efficienza energetica, che rappresentano il 20% circa dell’Ebitda proforma. Le rinnovabili raggiungeranno un ebitda proforma di 0,2 miliardi di euro nel 2024.
Con la fusione “la nostra già ampia base clienti retail crescerà ulteriormente con l’aumento dell’offerta di energia rinnovabile. La combinazione dei nostri business di bio-raffinazione e marketing, inoltre, darà una forte spinta alla mobilità sostenibile”, dice Descalzi. Queste iniziative, rileva l’ad del gruppo energetico, “contribuiranno sensibilmente alla decarbonizzazione dei nostri prodotti e avranno un impatto positivo per i nostri clienti. Infine, grazie a una forte disciplina finanziaria e una generazione di cassa resiliente, siamo in grado di incrementare la nostra politica di remunerazione, in linea con lo sviluppo strategico del nostro piano”.
Mentre non è stato dimenticato il dividendo, che cresce di circa l’8% rispetto alla precedente politica di remunerazione, va fatto notare come nel Piano non siano contenute eventuali iniziative legate al Recovery plan. Che per Descalzi “può rappresentare una buona opportunità per accelerare la transizione, soprattutto in Italia. Non abbiamo inserito nessun fondo del Recovery in questo piano. Quindi il Recovery, che sono convinto partirà quest’anno, sarà in aggiunto”. L’ad di Eni sottolinea che ci potrebbe essere la possibilità di “accelerare nei settori delle bio raffinerie, del waste to fuel e sulla Cattura e sequestro del carbonio (Ccs)”. Secondo Descalzi Eni sta anche valutando la conversione di una raffineria in bio raffineria in Italia. “Stiamo studiando la possibilità di un’ulteriore conversione di una raffineria in bioraffineria in Italia ma stiamo anche discutendo sulla costruzione di un nuovo impianto negli Usa. Possiamo fare entrambe le cose”, sottolinea Descalzi. “La conversione probabilmente avverrà entro il 2030 perché entro il 2040 puntiamo chiudere le raffinerie tradizionali. Nei prossimi mesi decideremo cosa fare”, aggiunge.
Il cammino verso la decarbonizzazione
Tornando alle emissioni, la totale decarbonizzazione dei prodotti e delle operazioni di Eni, si legge nel piano 2021-24, sarà conseguita attraverso il raddoppio della capacità produttiva delle bioraffinerie a circa 2 milioni di tonnellate entro il 2024, e aumento di 5 volte entro il 2050; con l’incremento dell’uso di biogas, scarti e riciclo di prodotti finali; le bio-raffinerie saranno palm oil free entro il 2023, con un apporto crescente di materia prima proveniente da rifiuti e scarti che copriranno circa l’80% del totale nel 2024 rispetto al 20% attuale; con l’efficienza e digitalizzazione nelle operazioni e nei servizi ai clienti. Naturalmente, anche con l’aumento della capacità rinnovabile a 4GW nel 2024, 15GW al 2030 e 60GW al 2050.
Con la strategia sull’idrogeno blu (quello prodotto con la cattura di carbonio, il carbon capture naturale o artificiale) e verde (quello totalmente pulito, prodotto con l’elettrolisi da rinnovabili) per alimentare le bio-raffinerie Eni e altre attività industriali altamente energivore. Proprio per quanto riguarda il carbon capture, la capacità totale di stoccaggio di CO2 è prevista a circa 7 milioni di tonnellate/anno al 2030 e 50 milioni al 2050. E ancora le iniziative Redd+ sulle foreste, che serviranno a compensare 6 milioni di tonnellate/anno di CO2 entro il 2024 e oltre 40 milioni al 2050. Il gas, che a lungo termine rappresenterà oltre il 90% della produzione di Eni, costituirà un importante sostegno alle fonti intermittenti nell’ambito della transizione energetica.
I numeri del piano
Parte del Piano Strategico dell’azienda per il 2021-2024 è anche la dismissione di business non strategici. Il piano di dismissioni di Eni raggiungerà un valore complessivo lordo superiore ai 2 miliardi di euro, e la maggior parte del ricavato verrà reinvestito in acquisizioni per ridefinire il portafoglio. La produzione crescerà a una media di circa 4% all’anno nell’arco del piano, principalmente in maniera organica. Per il 2021, un anno di transizione prima della piena ripresa dal Covid19, la produzione si conferma a circa 1,7 milioni di barili di olio equivalente/giorno (boe/g).
Durante il quadriennio, saranno completati 14 grandi progetti, che rappresenteranno oltre il 70% della nuova produzione. Questi progetti sono localizzati in Angola, Indonesia, Messico, Mozambico, Norvegia ed Emirati Arabi Uniti. In termini di futuro portafoglio produttivo, nel 2024 il 55% circa delle riserve P1 saranno a gas, rispetto al 50% attuale. Il free cash flow nell’Upstream supererà 18 miliardi di euro, e ipotizzando uno scenario costante a 50 dollari/bbl, ammonterà a circa 14 miliardi di euro, superando di due volte il fabbisogno dell’azienda legato alla politica di remunerazione. Nell’arco del piano quadriennale, le attività di Esplorazione rappresenteranno un fattore distintivo, l’elemento principale nella diversificazione di Eni verso un maggior contributo del gas, una maggiore velocità nel time to market e un portafoglio a basso breakeven con un costo medio di esplorazione inferiore ai 2 dollari/bbl. L’esplorazione sarà focalizzata per il 90% su opportunità near field in bacini accertati, la maggior parte dei quali con un alto potenziale di gas, puntando a un target di 2 miliardi di boe di risorse.
Il capex Upstream ammonterà a circa 4,5 miliardi di euro/anno come media, dei quali il 50% circa per contrastare l’esaurimento dei giacimenti attualmente operativi, e il restante 50% destinati alla crescita. Più del 55% del capex negli ultimi due anni del piano sono non vincolati, e questa flessibilità permette di assorbire la volatilità dei prezzi in caso di necessità. La copertura del capex Upstream scenderà di quasi 10 dollari fino a raggiungere i 28 dollari al barile entro il 2024. I volumi dei contratti stipulati di Lng supereranno i 14 milioni di tonnellate/anno entro il 2024, una crescita del 45% rispetto ai livelli del 2020.
In totale, Eni prevede un capex medio annuo a 7 miliardi di euro, dei quali oltre il 20% è destinato a progetti green e G&P retail quali aumento della capacità delle rinnovabili e crescita della base clienti Eni; sviluppo di progetti di economia circolare; aumento della capacità delle bio-raffinerie. “La combinazione dei nostri business di bio-raffinazione e marketing, inoltre, darà una forte spinta alla mobilità sostenibile”
La politica di remunerazione migliorata e appena approvata dal Cda di Eni prevede un dividend floor di 0,36 euro per azione con un prezzo del Brent di 43 dollari al barile, inferiore di 2 dollari rispetto al precedente, per poi aumentare con una percentuale crescente tra 30 e 45% del Free Cash Flow incrementale generato da uno scenario compreso tra i 43 e i 65 dollari. Complessivamente, il dividendo cresce di circa l’8% rispetto alla precedente politica di remunerazione. Il dividendo verrà suddiviso in due tranche di pagamento di pari importo a settembre e maggio. L’Eni punta a riattivare un programma di buyback di 300 milioni di euro/anno con un prezzo del Brent pari a 56 dollari al barile, un livello inferiore rispetto alla soglia di attivazione precedente. Il buyback salirà a 400 milioni/anno a partire da 61 dollari al barile e a 800 milioni/anno a partire da 66 dollari al barile, come già previsto.
