Eni clôture le troisième trimestre avec une perte nette de 0,5 milliards dans le trimestre et par 7,84 milliards en neuf mois en raison des dévaluations que le géant national, comme d'autres majors, a été contraint de faire. C'est la crise du Covid-19 qui, ajoutée à l'offre excédentaire de pétrole et de gaz, met les grandes compagnies pétrolières privées sous tension. Le mot clé est offre excédentaire alors que la pandémie se contracte et que le monde fait face à une tradition énergétique de nature historique. Eni a été le précurseur, maintenant suivront les trimestriels Total, Shell et ExxonMobil, tous prévus pour cette semaine.
Pour en revenir à Eni, les données ajustées montrent une perte trimestrielle nette ajustée de 0,15 milliard d'euros au troisième trimestre et de 0,81 milliard d'euros sur les neuf mois. Mais ce sont justement les dévaluations qui font la différence. Eni déclare «des dépréciations avant impôts d'actifs non courants de 2,75 milliards d'euros principalement liées aux actifs pétroliers et gaziers et aux usines de raffinage selon la révision du scénario prix / marge des hydrocarbures, à partir de l'ajustement de la valeur comptable de l'inventaire aux prix courants (-1,4 Md€), ainsi que la dépréciation des crédits d'impôts pour 0,8 Md€ ».
Dans le communiqué, le groupe souligne toutefois comment "le trimestre enregistre un rebond des performances du fait d'un meilleur équilibre des fondamentaux pétroliers dans un contexte de lente reprise de l'activité économique et d'incertitudes quant à l'endiguement de la pandémie, avec des répercussions sur la propension des consommateurs à voyager". Le Le dividende de base 2020 sera garanti, assure le groupe.
Il résultat opérationnel ajusté affiche un bénéfice de 0,54 milliard au troisième trimestre, une nette amélioration par rapport à la perte du deuxième trimestre 2020 (1 milliard). La comparaison annuelle (-75%) reste pénalisée par le scénario toujours récessif du fait des effets de la pandémie. Sur les neuf mois, le résultat opérationnel ajusté recule à 1,41 milliard d'euros (-79% par rapport à 2019). Là production d'hydrocarbures il se contracte sur le trimestre de 10% à 1,7 Mbep/j et de 6% en 9 mois.
Dans le communiqué de presse publié sur les données trimestrielles, Eni rappelle les mesures prises au cours de l'année pour faire face à la situation critique du secteur et en particulier: la réduction de 33% des investissements - désormais limités à 3,76 milliards sur les neuf mois - réalisés avec la révision du plan en mars ; la poussée des activités vertes (renouvelables et biocarburants) ; la réorganisation des activités pour séparer ces traditions de celles renouvelables.
« Dans un contexte de marché qui reste très difficile – il est le commentaire du PDG Claudio Descalzi – nous parvenons à contenir les impacts négatifs de cette crise et progressons dans notre stratégie de décarbonation. Au cours du trimestre, avec des prix du pétrole et du gaz en baisse d'environ 30 % et des marges de raffinage en baisse de 90 %, nous avons obtenu d'excellents résultats, dépassant largement les attentes du marché. Dans le domaine de l'E&P, même avec un Brent à 43$/baril, nous avons atteint un niveau de production conforme aux attentes, et un EBIT de 0,52 milliard d'euros, soit le double de la valeur par rapport au consensus. Sur les neuf mois, grâce à la réduction des investissements et des coûts mis en œuvre au cours des premiers mois de l'année, nous avons généré un cash-flow opérationnel de plus de 5 milliards d'euros, contre un niveau d'investissements de 3,8 milliards d'euros. Nous confirmons ainsi la solidité de notre structure capitalistique, encore renforcée par les deux émissions hybrides de 3 milliards d'euros réalisées en octobre, qui nous permettent de maintenir un levier inférieur à 30% ».
"Nous continuons à travailler sur la politique de dividende pour assurer la rémunération que nous avons annoncée à la communauté financière cet été", a déclaré le directeur financier d'Eni, Francresco Gattei, lors d'une conférence téléphonique. En juillet, Eni a annoncé un dividende annuel de base de 0,36 euro par action, correspondant à une moyenne annuelle de Brent d'au moins 45 $/baril, et un composante variable augmentant à mesure que le prix augmente jusqu'à 60 $/baril, au-delà duquel le plan de rachat sera réactivé.
