Gas Plus: il Consiglio di Amministrazione approva il resoconto
intermedio di gestione al 30 settembre 2015
Ripresa l'attività esplorativa e di sviluppo e riavviati gli
investimenti nell'E&P: previsti incrementi di produzione per
l'anno 2016 Razionalizzazione delle attività commerciali:
semplificazione ed ottimizzazione del modello di business per la
vendita gas in atto già dal Q4 15 Tenuta dei risultati economici in
un contesto di forte flessione dei prezzi petroliferi: utile netto
in crescita rispetto al 2014 Posizione Finanziaria Netta in forte
riduzione rispetto al 31 dicembre 2014
Ricavi totali: 125,0 M vs 96,6 M del 9M14 EBITDA: 24,4 M vs 26,6 M
del 9M14 EBIT: 9,3 M vs 12,9 M del 9M14 EBT: 5,4 M vs 5,1 M del
9M14 Utile di periodo: 4,6 M vs 4,2 M del 9M14 PFN: 52,6 M vs 71,2
M al 31 dicembre 2014
Milano, 12 Novembre 2015 - Il Consiglio di Amministrazione di Gas
Plus S.p.A., società quotata alla Borsa Italiana, riunitosi in data
odierna, ha approvato il resoconto intermedio di gestione al 30
settembre 2015. Nei primi nove mesi dell'esercizio, il Gruppo Gas
Plus ha conseguito un utile netto di 4,6 M in crescita rispetto al
2014, nonostante il calo degli scenari petroliferi. Hanno reso
possibile tale incremento il costante contenimento dei costi
operativi, il positivo andamento della gestione finanziaria e una
attiva gestione degli asset che ha consentito la realizzazione di
proventi non ricorrenti. Da segnalare anche un più favorevole tax
rate. I risultati della principale Business Unit del Gruppo (B.U.
Exploration and Production) sono stati penalizzati, oltreché dai
citati scenari petroliferi, dalla fisiologica contrazione dei
volumi produttivi sui campi maturi, dalla persistente interruzione
produttiva di una concessione non operata dal Gruppo e dal mancato
apporto delle produzioni da nuovi progetti i cui tempi di
realizzazione sono condizionati dai tempi di conclusione dei vari
iter autorizzativi. In un contesto positivamente modificatosi dal
mese di luglio 2015 a seguito della rimozione da parte della
Regione Emilia Romagna del regime di blocco delle nuove attivitÃ
E&P, il Gruppo, in particolare, ha:
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-
avviato nel periodo i lavori di realizzazione di un significativo
progetto destinato ad entrare in produzione nella prima parte
dell'anno 2016; perforato un primo nuovo pozzo esplorativo in
Italia, attività conclusasi purtroppo con esito negativo, ma che ha
comunque segnato la ripresa degli investimenti esplorativi diretti
in Italia.
Quanto alle tradizionali Business Unit "downstream", la B.U.
Network & Transportation, grazie a una efficiente gestione, ha
confermato il precedente positivo andamento economico, favorito
nella prima parte dell'anno da un andamento climatico, seppur non
particolarmente freddo, meno mite rispetto a quello del 2014. Per
quanto attiene alle attività commerciali delle B.U. Supply &
Sales (ingrosso) e Retail (dettaglio), i cui risultati sono stati
contraddistinti sino alla fine del periodo da un andamento positivo
ed in miglioramento della B.U. Retail e da un andamento negativo
(tipico dell'attuale contesto di mercato) della B.U. Supply &
Sales, dal 1° Ottobre è stato messo in atto un nuovo modello di
business che, saltando un passaggio nella "catena" del gas in
questo momento antieconomico, ha visto la cessazione dell'attivitÃ
all'ingrosso e della relativa B.U. ed il diretto accesso al mercato
con primarie controparti delle B.U. E&P e Retail,
rispettivamente, per la vendita del gas di produzione e l'acquisto
del gas a servizio del mercato Retail. Sotto il profilo
finanziario, è stata confermata la riduzione dell'indebitamento
netto che è passato dai 71,2 M del 31 dicembre 2014 agli attuali
52,6 M. Tale ridotto livello è comunque da considerarsi di natura
temporanea e legato allo slittamento temporale di alcuni
investimenti per la cui realizzazione il Gruppo ha già ottenuto, al
termine del precedente esercizio, una specifica linea di credito di
64 M. L'Amministratore Delegato Davide Usberti ha dichiarato:
"Siamo innanzitutto soddisfatti della tenuta dei risultati grazie
ad un'attenta gestione degli asset e dei costi, in un contesto non
facile per il calo del prezzo del petrolio e per i vincoli
produttivi di cui abbiamo risentito. Ma soprattutto il Gruppo,
grazie a un migliorato contesto autorizzativo, da metà anno è
tornato ad investire in Italia e da tali investimenti ci aspettiamo
già dal prossimo anno un aumento della produzione. Nonostante la
tendenza al ribasso degli scenari dei prezzi del gas metano che,
seguendo quelli del petrolio e secondo le fluttuazioni tipiche di
varie fasi storiche del mercato Oil & Gas, nel breve periodo
penalizzerà i risultati, il Gruppo continuerà quindi ad investire,
mantenendo l'attenzione anche su eventuali iniziative nel
downstream".
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DATI ECONOMICO-FINANZIARI CONSOLIDATI 9M 2015 I Ricavi totali del
9M15 si sono attestati a 125,0 M rispetto a 96,6 M del 9M14.
L'incremento è dovuto alle maggiori vendite all'ingrosso della B.U.
S&S, le quali hanno compensato la riduzione dei ricavi E&P
per effetto dei minori prezzi di vendita del petrolio e delle
minori produzioni. I ricavi del periodo comprendono componenti non
ricorrenti per 5,3 M a seguito del rinnovo di un contratto di
servizio della B.U. E&P. L'EBITDA è stato in calo, passando da
26,6 M del 9M14 agli attuali 24,4 M. Su tale risultato ha influito
l'andamento dell'E&P che ha visto ridurre il proprio contributo
dai 21,5 M del 9M14 ai 18,6 M del 9M15. Ad attenuare tale effetto
ha contribuito il buon andamento dell'Area Commerciale Gas ( 1,9 M
nel 9M15 vs. 1,2 M nel 9M14) anche se con un differente apporto da
parte delle singole B.U.: da un lato, il positivo contributo delle
vendite al dettaglio ( 3,2 M nel 9M15 vs. 2,3 M nel 9M14) e,
dall'altro, la perdurante negativa performance delle vendite
all'ingrosso nonostante la crescita del portafoglio commerciale (-
1,3 nel 9M15 vs. - 1,1 M nel 9M14). La B.U. Network and
Transportation ( 3,8 M nel 9M15 vs. 3,9 M nel 9M14) ha registrato
un risultato sostanzialmente analogo al corrispondente periodo
dell'esercizio precedente, confermando il costante e positivo
contributo al consolidato del Gruppo. L`EBIT si è attestato a 9,3 M
rispetto ai 12,9 M del 9M14, il Risultato operativo a 10,9 M
rispetto ad 12,9 M del 9M14 mentre il Risultato prima delle imposte
(EBT) è stato pari ad 5,4 M rispetto ai 5,1 M del 9M14, grazie al
positivo andamento della gestione finanziaria e a componenti
positive non ricorrenti. Il Gruppo ha chiuso il terzo trimestre del
2015 con Utile netto pari ad 4,6 M rispetto ai 4,2 M del 9M14,
scontando un minore tax rate rispetto al 2014. L'Indebitamento
finanziario netto, grazie ai flussi di cassa generati nel periodo e
allo slittamento temporale di alcuni investimenti, è risultato
ancora in sensibile miglioramento ( 52,6 al 30 settembre 2015
rispetto ai 71,2 M al 31 dicembre 2014). ANDAMENTO DELLE BUSINESS
UNITS Con riferimento alle Business Units si segnala: B.U. E&P:
al 30 settembre 2015 si registra una produzione lorda di
idrocarburi pari a 116,8 MSmce, in diminuzione di circa il 14%
rispetto ai 135,9 MSmce registrati nel corrispondente periodo 2014.
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Così come negli esercizi 2013 e 2014, infatti, la B.U. ha potuto
contare solamente sulle produzioni dei campi maturi, che risentono
dei tipici fenomeni di natural depletion, senza la presenza di
ulteriori apporti derivanti dalla concessione Garaguso, non operata
dal Gruppo (con un'incidenza attualmente pari a circa il 15% della
produzione lorda totale), ancora ferma per l'interruzione della
facility di produzione, e dall'entrata in produzione di nuovi
progetti, rallentati dalla nota dilatazione dei tempi di
completamento degli iter autorizzativi. In particolare per quanto
riguarda la concessione Garaguso, il Gruppo, per quanto possibile
rispetto ad un inadeguato espletamento del proprio ruolo da parte
dell'Operatore, ha svolto ogni azione utile ad accelerare la
ripresa della produzione al momento prevista nell'ultimo trimestre
del corrente esercizio, oltre ad instaurare un procedimento
arbitrale nei confronti dello stesso Operatore, di prossima
conclusione. Grazie all'implementazione di alcune politiche di
ottimizzazione, si evidenzia come il trend di riduzione rispetto al
trimestre precedente resti contenuto e pari al -5%. Al 30 settembre
2015, l'EBITDA è pari a 18,6 M in calo di circa il 14,0% rispetto
ai 21,5 M del corrispondente periodo 2014. La riduzione è
imputabile, oltre all'effetto dei minori volumi prodotti sopra
descritto, alle dinamiche di mercato caratterizzate da uno scenario
di prezzi di vendita del petrolio inferiore rispetto al
corrispondente periodo del 2014. Tali fattori sono stati
parzialmente contenuti dal costante controllo dei costi operativi,
con modalità tali da non penalizzare le iniziative utili ai
prossimi programmi di sviluppo, e da componenti positive non
ricorrenti per circa 5,3 M derivanti dalla rinegoziazione di un
contratto di trattamento gas prodotto in una centrale di terzi.
Data l'impossibilità di avviare i nuovi progetti di sviluppo,
derivante dalla situazione di blocco degli iter autorizzativi nella
Regione Emilia Romagna (che ospita le principali attività della
B.U.) perdurata sino alla prima metà di luglio, le attività di
sviluppo dell'E&P in Italia sono state focalizzate sui progetti
già autorizzati. Per quanto riguarda uno dei principali progetti di
sviluppo, è stato assegnato il contratto per la realizzazione delle
condotte di collegamento dell'area pozzo con la centrale di
trattamento ed al 30 settembre 2015 le relative attività erano giÃ
nelle fasi conclusive. In particolare, è stata appena conclusa la
fase di collaudo della condotta. Nel mese di aprile, inoltre, è
stato assegnato il contratto per il revamping della centrale e
l'allestimento a produzione dell'area pozzo, avviando così tutte le
opere previste dal progetto il cui completamento si conta possa
avvenire nel primo semestre del prossimo anno. Sono proseguiti,
inoltre, gli studi e le valutazioni dell'andamento dei campi
produttivi e della ripresa dei campi minori non produttivi volti a
riprendere, già con il prossimo esercizio, una -4-
crescita dei volumi prodotti. In particolare, a seguito dei
riscontri positivi delle prove relative ad alcuni interventi di
compressione effettuati nel 2014, nel corso dei primi nove mesi del
2015 sono state predisposte le attività necessarie per la
prosecuzione di tali test al fine di favorire un incremento delle
produzioni sui campi ritenuti idonei. È stato quindi avviato l'iter
autorizzativo per la prima concessione selezionata, il cui gas-in è
previsto per inizio 2016. Come già in precedenza esposto con
riferimento alle attività esplorative, nel mese di luglio 2015 è
stata avviata la perforazione di un pozzo, situato in provincia di
Parma, che purtroppo ha dato esito negativo in quanto l'obiettivo
ha intercettato aree geologiche non mineralizzate. Per quanto
riguarda le attività E&P estere, e in particolare in Romania,
sono proseguite le analisi dei dati acquisiti attraverso le
sismiche 3D relative alle concessioni Midia Shallow & Pelican e
Midia Deep. Sulla concessione Midia Deep, le Autorità rumene hanno
approvato l'estensione della prima fase esplorativa sino ad Agosto
2016. Tale estensione permetterà di completare la valutazione dei
dati sismici 3D e la loro integrazione con i risultati delle
ulteriori attività che saranno condotte sia da ExxonMobil e OMV
Petrom nella concessione Neptune Deep, sia da altri operatori nelle
concessioni adiacenti nell'offshore rumeno del Mar Nero. La
validazione del modello geologico risulterà fondamentale per una
decisione in merito all'eventuale ingresso nella successiva fase
esplorativa. Con riferimento invece alle attività su Midia Shallow
& Pelican, a seguito di presentazione da parte dell'operatore
del "Rapporto Tecnico Finale" sull'analisi dei dati sismici 3D, è
in corso una revisione di tali dati e delle relative analisi
presentate. Area Commerciale Gas (costituita dalle B.U. Supply
& Sales e Retail): al 30 settembre 2015 l'Area Commerciale Gas
ha registrato una marginalità in sensibile aumento rispetto ai
primi nove mesi 2014 (da 1,2 M a 1,9 M). L'incremento è imputabile
alle migliori performance della B.U. Retail che, nonostante una
riduzione dei ricavi (da 36,0 M a 35,6 M) dettata dalla contrazione
dei prezzi di vendita, ha registrato un aumento dei volumi venduti
(da 63,3 MSmc a 65,9 MSmc) e, soprattutto, un sensibile incremento
delle marginalità unitarie dei vari segmenti del portafoglio
clienti, ottenendo un EBITDA pari a 3,2 M, in crescita rispetto ai
2,3 M del corrispondente periodo 2014. La B.U. S&S, invece, ha
continuato a risentire degli effetti derivanti dal contesto di
mercato in cui opera e delle nuove modalità di valorizzazione della
componente materia prima, registrando un EBITDA pari a - 1,3 M
nonostante il sensibile incremento dei volumi venduti (da 198,6
-5-
MSmc a 305,2 MSmc) che non è stato pertanto sufficiente a
controbilanciare la contrazione della marginalità unitaria. Nei
precedenti trimestri pertanto è stato avviato un processo di
ristrutturazione del modello di business dell'area che ha previsto,
a partire dal mese di Ottobre 2015 (avvio del nuovo anno gas), la
chiusura della B.U. S&S. Conseguentemente, le B.U. Retail e
B.U. E&P si rivolgeranno direttamente sul mercato
rispettivamente per l'approvvigionamento di gas ed il collocamento
del gas di produzione. B.U. N&T: al 30 settembre 2015, la B.U.
ha registrato volumi distribuiti in aumento (da 115,1 MSmc a 124,3
MSmc) per effetto di un andamento climatico maggiormente stabile
soprattutto in relazione alle temperature eccezionalmente miti dei
primi mesi del 2014. In termini di redditività , la B.U. ha
confermato il proprio contributo positivo ai risultati del Gruppo
registrando un EBITDA pari a 3,8 M sostanzialmente in linea con il
corrispondente periodo 2014. Ai fini delle gare connesse al nuovo
regime di ambiti territoriali, è proseguita l'attività della B.U.
finalizzata alla revisione delle concessioni in essere, nonché alla
valutazione di ulteriori possibilità di sviluppo tramite la
partecipazione alle gare. B.U. Storage: in prossimità della
chiusura del primo semestre 2014, le attività della B.U. avevano
evidenziato importanti progressi, sotto il punto di vista
autorizzativo, con il rilascio dei provvedimenti di compatibilitÃ
ambientale (VIA) relativi ai progetti di Poggiofiorito e San
Benedetto. Contro i provvedimenti sopra citati sono stati tuttavia
presentati vari ricorsi al TAR delle Regioni Abruzzo e Marche che,
a prescindere dagli esiti, influiranno inevitabilmente sulle
tempistiche di completamento degli iter autorizzativi. EVOLUZIONE
PREVEDIBILE DELLA GESTIONE Tenuto conto dei risultati conseguiti
nei primi nove mesi dell'anno, riteniamo che l'esercizio 2015 possa
chiudersi con un risultato positivo, nonostante l'ulteriore calo
degli scenari energetici in atto dallo scorso mese di agosto. Nel
corso del 2016, a mitigare gli effetti di tali scenari e la
conseguente incidenza sui risultati dovrebbero contribuire i primi
miglioramenti delle produzioni derivanti dalla ripresa
dell'attività , sino ad ora interrotta, nella concessione di
Garaguso e da un primo nuovo gas-in.
-6-
Le attività regolate e quelle di vendita al dettaglio
continueranno, anche nel prossimo esercizio, a registrare un
andamento positivo. Ferma restando la prosecuzione delle principali
iniziative di sviluppo nel settore E&P, che anche agli attuali
livelli dei prezzi consentono una certa remuneratività , a fronte di
una persistente fase di debolezza del mercato il Gruppo accentuerÃ
il proprio impegno anche in progetti di sviluppo nelle attivitÃ
regolate e commerciali downstream. Nei mesi a venire si seguirÃ
pertanto con la massima attenzione l'evoluzione del contesto dei
prezzi energetici anche per assestare le linee di sviluppo del
Gruppo ed aggiornare il Business Plan da sottoporre all'esame del
Consiglio di Amministrazione nei primi mesi del 2016. ******* Il
dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili
societari, dott. Germano Rossi, dichiara, ai sensi del comma 2
dell'articolo 154-bis del Testo Unico della Finanza, che
l'informativa contabile contenuta nel presente comunicato
corrisponde alle risultanze documentali, ai libri ed alle scritture
contabili. ******* Il Resoconto intermedio di gestione al 30
settembre 2015 è a disposizione presso la sede sociale, sul sito
internet della Società (www.gasplus.it, sezione Investor Relations)
nonché presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato "NIS-Storage"
(www.emarketstorage.com). Il giorno 13 Novembre 2015, alle ore
10.00 (CET), si terrà la conference call del Gruppo Gas Plus, per
analisti/investitori, sui risultati finanziari 9M 2015.
Interverranno come speaker: Davide Usberti  Amministratore
Delegato Cinzia Triunfo  Direttore Generale Germano Rossi Â
Direttore Amministrazione Finanza e Controllo Per connettersi alla
conference call: ITALY: UK: USA: Stampa: +39 02 805 88 11 +44 1
212818003 + 1 718 7058794 +39 02 805 88 27
Gas Plus è il quarto produttore italiano di gas naturale (stime
dell'Autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas, AEEG) dopo Eni,
Edison e Shell Italia E&P. E' attivo nei principali settori
della filiera del gas naturale, in particolare nell'esplorazione,
produzione, acquisto, distribuzione e vendita sia all'ingrosso sia
al cliente finale. Al 31 dicembre 2014, il Gruppo detiene 49
concessioni di
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coltivazione distribuite su tutto il territorio italiano, ha
commercializzato all'ingrosso nell'anno 2014 circa 350 milioni di
metri cubi di gas, gestisce complessivamente circa 1.500 chilometri
di rete di distribuzione e trasporto regionale localizzati in 37
Comuni, serve complessivamente oltre 75.000 clienti finali, con un
organico di 207 dipendenti. Per maggiori informazioni:
www.gasplus.it Contatti Investor Relations: Germano Rossi (IR)
germanorossi@gasplus.it +39 02 714060 Contatti con la stampa
Giorgio Brugora giorgio.brugora@gmail.com +39 335 78 75 079
Allegati.
Dati non sottoposti a revisione contabile.
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STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO Al 30 settembre 2015 e al 31
dicembre 2014 Importi in migliaia di Euro
30 settembre 2015 Capitale immobilizzato Immobilizzazioni
immateriali Immobilizzazioni materiali Immobilizzazioni finanziarie
Altre attività e passività non correnti Totale Capitale circolante
netto Rimanenze Crediti commerciali Debiti commerciali Altri debiti
e crediti di circolante Totale Fondi rischi per oneri e imposte
differite Trattamento di fine rapporto di lavoro subordinato
Capitale investito netto Patrimonio netto Posizione finanziaria
netta Coperture 356.347 103.387 0 1.462 461.196 3.819 16.925
(20.131) 7.929 8.542 (192.239) (4.355) 273.144 220.551 52.593
273.144
31 dicembre 2014 362.386 104.170 0 1.327 467.883 19.283 34.535
(35.545) 2.433 20.706 (191.330) (4.866) 292.393 221.239 71.154
292.393
-9-
CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO Al 30 Settembre 2015 e 2014 Importi in
migliaia di Euro 30 settembre 2015 Ricavi Altri ricavi e proventi
TOTALE RICAVI Costi per materie prime e materiali di consumo Costi
per servizi e altri Costo del personale Quota del risultato delle
società collegate MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA) Ammortamenti e
svalutazioni EBIT (Oneri) e Proventi diversi RISULTATO OPERATIVO
Proventi finanziari Oneri finanziari RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE
Imposte sul reddito RISULTATO DEL PERIODO Attribuibile a: Gruppo
Terzi 116.531 8.450 124.981 (59.914) (32.094) (8.544) 24.429
(15.163) 9.266 1.604 10.870 2.039 (7.481) 5.428 (787) 4.641 30
settembre 2014 92.951 3.660 96.611 (29.632) (31.484) (8.921) 26.574
(13.708) 12.866 12.866 1.154 (8.929) 5.091 (902) 4.189
4.628 13
4.177 12
- 10 -
RENDICONTO FINANZIARIO CONSOLIDATO Al 30 Settembre 2015 e 2014
Importi in migliaia di Euro 30/09/2015 EBIT + Ammortamenti e
svalutazioni immobilizzazioni materiali ed immateriali EBITDA +/-
Altri accantonamenti/utilizzi non monetari - Imposte sul reddito
pagate +/- Altre variazioni da attività e passività operative Cash
Flow gestione corrente - Investimenti in Immob. materiali/immat.,
al netto delle alienazioni - Investimenti/disinvestimenti in Immob.
finanziarie ed altre attività non correnti +/- rett. di
consolidamento ed altre minori Cash Flow operativo - Dividendi
pagati - Oneri/Proventi finanziari pagati - Variazione riserva di
cash flow dei derivati in hedge accounting - Altre variazioni
finanziarie di natura non monetaria Cash Flow al servizio del
debito 9.266 15.163 24.429 201 (287) 10.393 34.736 (8.290) 110
(295) 26.261 (4.362) (2.525) (505) (307) 18.561 30/09/2014 12.866
13.708 26.574 448 (5.149) 19.062 40.935 (5.537) (102) (1.160)
34.136 (6.978) (3.805) 540 (1.004) 22.889
Posizione finanziaria netta all'inizio del periodo Posizione
finanziaria netta alla fine del periodo
(71.154) (52.593)
(98.569) (75.680)
- 11 -
Gas Plus (BIT:GSP)
Historical Stock Chart
From Jul 2024 to Aug 2024
Gas Plus (BIT:GSP)
Historical Stock Chart
From Aug 2023 to Aug 2024