Eni glisse vers la perte, réduit ses investissements

Le géant italien du pétrole et du gaz Eni est passé d'un bénéfice au deuxième trimestre de 2019 à une perte au cours de la même période cette année, frappé par les effets combinés de la pandémie de coronavirus et de la crise des prix du pétrole. Eni a également réduit de 35% ses prévisions d'investissement pour 2020.

Eni a enregistré une perte nette de 4,4 milliards d'euros (5,2 milliards de dollars) au deuxième trimestre 2020 et de 7,34 milliards d'euros (8,6 milliards de dollars) au premier semestre 2020, contre un bénéfice de 424 millions d'euros (497,1 millions de dollars) au cours de la même période. an.

Cela est dû à la constatation de dépréciations avant impôts sur actifs non courants pour 3,4 milliards d'euros (dont 2,8 milliards d'euros au deuxième trimestre) principalement liées aux actifs pétroliers et gaziers et aux raffineries, en raison d'une perspective révisée pour le pétrole et le naturel. les prix du gaz et les marges sur les produits, pour un montant après impôts de 3,6 milliards d'euros qui inclut la radiation d'actifs d'impôts différés (dont 3,5 milliards d'euros comptabilisés au deuxième trimestre).

Le résultat net a également été affecté par une perte de stock après impôts de 1 milliard d'euros en raison de l'alignement de la valeur comptable des stocks sur les prix courants du marché.

La société italienne a déclaré que ses résultats trimestriels avaient été affectés négativement et matériellement par l'impact combiné de la récession économique en cours en raison des effets du COVID-19 sur la production, le commerce international et les voyages, avec un impact majeur sur la demande d'énergie, et par le pétrole et le gaz. l'offre excédentaire.

Sortie vers le bas

La production d'hydrocarbures s'est élevée à 1,71 million bep / j au deuxième trimestre 2020, en baisse de 6,6% par rapport au deuxième trimestre 2019 (1,74 million bep / j au premier semestre, en baisse de 5,1%).

Nette des effets prix, la baisse est due aux effets COVID-19 et aux réductions de production correspondantes de l'OPEP + ainsi qu'à la baisse de la demande de gaz, principalement en Égypte.

La performance positive enregistrée au Nigéria, au Kazakhstan et au Mexique et les ajouts dus à l'achat d'intérêts miniers en 2019 en Norvège, ont plus que compensé la baisse des volumes en Libye due à un déclencheur contractuel anticipé, à l'instabilité géopolitique et à une baisse des droits / dépenses.

Rebond en 2021

Suite aux tendances positives enregistrées sur le marché pétrolier en juin et juillet, Eni prévoit une reprise progressive de la consommation mondiale d’hydrocarbures et d’électricité au second semestre, en particulier sur les marchés de référence d’Eni. Eni s'attend à un rebond de la demande d'énergie en 2021.

Après avoir considéré la perspective de la pandémie d'avoir un impact durable sur l'économie mondiale et le scénario énergétique, la direction a révisé les perspectives de l'entreprise pour les prix du pétrole brut, réduisant le prix à long terme du marqueur Brent à 60 $ / baril en termes réels 2023 par rapport à l'hypothèse précédente de 70 $ / baril.

Pour les années 2021-2022, les prix du Brent sont attendus respectivement à 48 et 55 $ / baril (par rapport aux hypothèses précédentes de 55 et 70 $ / baril). Les prix spot du gaz sur le hub italien ont été réduits de 30% à long terme, tandis que les marges du raffinage devraient baisser à court terme.

Coupes de capex

La revue par Eni du plan industriel et de la stratégie du groupe à court-moyen terme prévoit des réductions de capex d’environ 2,6 milliards d’euros pour 2020, soit environ 35% de moins que le budget d’investissement initial; la nouvelle prévision d'investissement pour 2020 est de 5,2 milliards d'euros.

Des réductions prévues de 2,4 milliards d'euros en 2021, soit 30% de moins que les plans d'origine. Les révisions de Capex se sont presque entièrement concentrées sur le segment E&P.

Eni prévoyait également une production de 1,71 à 1,76 mboe / j en 2020, y compris les réductions de l'OPEP +, conformément aux prévisions précédentes, en raison de la réduction des investissements en réponse à la crise du COVID-19, d'une baisse de la demande mondiale de gaz également affectée par les effets de la pandémie et enfin extension de la force majeure en Libye pour l'exercice 2020.

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