Saras

Earnings Release • Jul 31, 2024

Il Consiglio di Amministrazione di Saras S.p.A. approva la Relazione Finanziaria Semestrale al 30 giugno 2024¹

• EBITDA reported di Gruppo pari 275,2 milioni di Euro in H1'24 (282,0 milioni di Euro in H1'23) a fronte di uno scenario positivo, con crack a livelli superiori a quelli storici, anche se inferiori allo scorso anno.
• EBITDA reported di Gruppo pari a 97,7 milioni di Euro in Q2'24 (35,6 milioni di Euro in Q2'23) a fronte di una prestazione produttiva e di un crack del diesel migliori rispetto al Q2'23.
• RISULTATO Netto reported di Gruppo pari a 108,7 milioni di Euro in H1'24 (122,3 milioni di Euro in H1'23) e pari a 31,3 milioni di euro in Q2'24 (-16,8 milioni di euro in Q2'23).
• EBITDA comparable di Gruppo pari a 288,5 milioni di Euro in H1'24 (312,4 milioni di Euro in H1'23) e pari a 90,5 milioni di Euro in Q2'24 (27,1 milioni di Euro in Q2'23) per gli effetti descritti a livello di risultati reported.
• RISULTATO Netto comparable di Gruppo pari a 126,6 milioni di Euro in H1'24 (139,7 milioni di Euro in H1'23), e pari a 29,7 milioni di euro in Q2'24 (-22,3 milioni di Euro in Q2'23).
• Posizione Finanziaria Netta ante IFRS16 positiva per 10,7 milioni di Euro (positiva per 202,7 milioni di Euro al 31 dicembre 2023).

A margine del Consiglio il Presidente, Dott. Massimo Moratti, ha commentato: "Il primo semestre si è concluso con solidi risultati, grazie ad uno scenario positivo e crack superiori alle medie storiche per tutti i principali prodotti, sebbene a livelli inferiori rispetto al primo semestre 2023. Per la seconda metà dell'anno, assumiamo una prospettiva più cauta, in quanto le principali fonti internazionali di mercato indicano margini di raffinazione in flessione, per via di un andamento macroeconomico poco brillante e dell'avviamento produttivo di alcune grandi raffinerie al di fuori dei confini europei. Nonostante ciò, la qualità del sito industriale di Sarroch e le iniziative in corso per il miglioramento continuo, ci consentono di confermare le indicazioni precedentemente fornite sulla marginalità attesa e sulla posizione finanziaria netta positiva a fine anno. Sul fronte degli assetti proprietari, il 18 giugno il Gruppo Vitol ha perfezionato l'acquisizione del 35% di Saras detenuto dalla nostra Famiglia, ed è quindi ufficialmente iniziato un nuovo ciclo. Saras adesso fa parte di un Gruppo protagonista del settore energetico globale, che saprà creare ulteriore valore, mettere a frutto importanti sinergie, ed arricchire ulteriormente il patrimonio di competenze e conoscenze che le persone Saras hanno saputo sviluppare nel tempo. A tutti va il nostro ringraziamento e i più sinceri auguri per un futuro ancora ricco di successi e soddisfazioni".

Milano, 31 luglio 2024: ll Consiglio di Amministrazione di Saras SpA si è riunito oggi sotto la presidenza del Dott. Massimo Moratti e ha approvato la Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2024. I dati del secondo trimestre, non sottoposti a revisione contabile, sono riportati per completezza e continuità di informazione.

¹ Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, Ing. Fabio Peretti, dichiara ai sensi del comma 2 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 della Società.

Principali risultati finanziari e operativi di Gruppo

Milioni di Euro	H1/24	H1 2023	Var %	Q2/24	Q2/23	Var %
RICAVI	5.908	5.417	9%	2.877	1.951	47%
EBITDA reported	275,2	282,0	-2%	97,7	35,6	174%
EBITDA comparable	288,5	312,4	-8%	90,5	27,1	233%
EBIT reported	175,9	187,6	-6%	47,8	(12,4)	-485%
EBIT comparable	189,2	218,0	-13%	40,6	(20,9)	-294%
RISULTATO NETTO reported	108,7	122,3	-11%	31,3	(16,8)	-286%
RISULTATO NETTO comparable	126,6	139,7	-9%	29,7	(22,3)	-233%
Milioni di Euro	H1/24	H1 2023	Var %	Q2/24	Q2/23	Var %
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI	79,9	143,2	-44%	48,9	102,0	-52%
Milioni di Euro	H1/24	H1 2023	FY 2023

GAAP e Non-GAAP measure (indicatori alternativi di performance)

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ANTE IFRS 16 10,7 73,5 202,7 POSIZIONE FINANZIARIA NETTA POST IFRS 16 (21,9) 36,1 166,8

Al fine di dare una rappresentazione della performance operativa del Gruppo che meglio rifletta le dinamiche più recenti del mercato, in linea con la prassi consolidata del settore petrolifero, i risultati a livello operativo e a livello di Risultato Netto comparable, misure non contabili elaborate nella presente relazione sulla gestione, sono esposti valutando gli inventari sulla base della metodologia FIFO però escludendo utili e perdite non realizzate su inventari derivanti dalle variazioni di scenario calcolate attraverso la valutazione delle rimanenze iniziali (comprensive dei derivati ad esse associati) agli stessi valori unitari delle rimanenze finali (con quantità crescenti nel periodo), e delle rimanenze finali agli stessi valori unitari delle rimanenze iniziali (con quantità decrescenti nel periodo). Sono escluse, sia a livello operativo che di Risultato Netto comparable, le poste non ricorrenti per natura, rilevanza e frequenza.

I risultati così ottenuti, denominati "comparable", sono indicatori non definiti nei principi contabili internazionali (IAS/IFRS) e non sono soggetti a revisione contabile. L'informativa finanziaria NON-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo i principi contabili internazionali (IAS/IFRS).

Commenti ai risultati da Gruppo dei primi sei mesi del 2024

Nel primo semestre del 2024, i ricavi del Gruppo sono stati pari a 5.908 milioni di Euro, rispetto a 5.417 milioni di Euro registrati nello stesso periodo dell'esercizio precedente. L'aumento è dovuto sia ai volumi di produzione sia alle mutate condizioni di scenario tra i due periodi. Per quanto riguarda la produzione industriale si segnala che le principali variabili della produzione sono superiori ai valori registrati nel 2023. In particolare, le lavorazioni di raffineria nel primo semestre 2024 sono state pari a 47,3 milioni di barili (rispetto a 44,4 milioni di barili nel primo semestre 2023), la produzione di energia elettrica non rinnovabile si è attestata a 2.104 GWh (rispetto a 1.608 GWh nel primo semestre 2023). Dal punto di vista dello scenario, gli impatti positivi dell'aumento dei prezzi dei principali prodotti petroliferi hanno prevalso sul calo del prezzo di vendita dell'energia elettrica (regolamentato dal Regime dell'Essenzialità). In particolare, nella prima metà del 2024, il prezzo medio del gasolio è stato pari a 793 \$/ton (contro 772 \$/ton nel primo semestre 2023) mentre quello della benzina a 849 \$/ton (contro 832 \$/ton nel primo semestre 2023), il Prezzo Unico Nazionale per la vendita dell'energia elettrica (PUN) è stato pari a 93 €/MWh (rispetto a 136 €/MWh del primo semestre 2023) e il tasso di cambio €/\$ è stato pari a 1,08 (in linea con il primo semestre 2023).

L'EBITDA reported di Gruppo è stato pari a 275,2 milioni di Euro, in calo rispetto a 282,0 milioni di Euro nel primo semestre del 2023. Il risultato sostanzialmente in linea deriva dalla combinazione di maggiori volumi di produzione e condizioni di scenario meno favorevoli caratterizzate da un indebolimento dei crack di diesel e benzina, un aumento del prezzo del Brent e una riduzione degli sconti sui grezzi pesanti ad alto contenuto di zolfo. Le performance di programmazione e produttive hanno registrato una prestazione superiore rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Di contro, le performance commerciali sono risultate più deboli rispetto ai livelli eccezionali del primo semestre del 2023, pur beneficiando ancora di un contesto di mercato favorevole su tutti i canali di vendita. Per quanto riguarda le dinamiche di prezzo delle commodities sulle rimanenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura), queste hanno registrato una perdita al netto dei derivati di copertura pari a 24,8 milioni di Euro rispetto a una perdita di 24,0 milioni di Euro registrata nello stesso periodo del 2023. Infine, si segnala che l'EBITDA reported nel primo semestre del 2024 beneficia della rideterminazione della componente Costo Evitato del Combustibile per il periodo 2010- 2012, di cui al provvedimento CIP6/92 per 44,1 milioni di Euro.

Il Risultato Netto reported di Gruppo è stato pari a 108,7 milioni di Euro, rispetto a 122,3 milioni di Euro nei primi sei mesi dell'esercizio 2023. Tale andamento è riconducibile, oltre a quanto già evidenziato in termini di EBITDA, anche all'impatto complessivamente negativo dei proventi e oneri finanziari dovuto all'aumento dei tassi di interesse e all'effetto negativo del tasso di cambio, solo parzialmente compensato da minori imposte per effetto della riduzione del reddito imponibile.

L'EBITDA comparable di Gruppo si è attestato a 288,5 milioni di Euro, in decremento rispetto a 312,4 milioni di Euro del primo semestre del 2023. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported, non include il suddetto effetto negativo dello scenario sulle differenze inventariali (al netto dei relativi derivati di copertura) tra inizio e fine periodo e include gli impatti della parte di derivati su cambi riclassificati nella gestione caratteristica. Il risultato in decremento rispetto al primo semestre 2023 è attribuibile al minore contributo del segmento "Industrial & Marketing", in parte compensato da un leggero incremento del contributo del segmento "Renewables"; entrambi gli scostamenti saranno meglio descritti nella sezione "Analisi dei segmenti".

Il Risultato Netto comparable di Gruppo è stato pari a 126,6 milioni di Euro, in decremento rispetto a 139,7 milioni di Euro registrati nel primo semestre 2023, per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto reported, al netto dell'effetto negativo dello scenario sulle differenze inventariali (al netto dei relativi derivati di copertura) tra inizio e fine periodo.

Gli investimenti nei primi sei mesi del 2024 si sono attestati a Euro 79,9 milioni, in calo rispetto al primo semestre 2023 (143,2 milioni di Euro); questo calo è attribuibile sia al segmento Industrial & Marketing che a quello Renewables: il primo per un confronto col 2023 caratterizzato da lavori significativi legati al turnaround pluriennale dell'impianto IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle), il secondo per le maggiori spese sostenute per l'impianto fotovoltaico Helianto nel 2023.

Commenti ai risultati di Gruppo del secondo trimestre 2024

Nel secondo trimestre del 2024, i ricavi di Gruppo sono stati pari a 2.877 milioni di Euro, rispetto ai 1.951 milioni di Euro registrati nello stesso periodo dell'esercizio precedente. L'aumento è dovuto sia ai volumi di produzione sia alle mutate condizioni di scenario tra i due periodi. Per quanto riguarda la produzione industriale si segnala che le principali variabili produttive sono risultate superiori ai valori registrati nel 2023 che risentivano di un consistente piano di manutenzione. In particolare, le lavorazioni di raffineria realizzate nel secondo trimestre 2024 sono state pari a 22,2 milioni di barili (rispetto a 19,5 milioni di barili nel secondo trimestre 2023), la produzione di energia elettrica non rinnovabile è stata pari a 990 GWh (rispetto a 519 GWh nel secondo trimestre 2023). Dal punto di vista dello scenario, gli impatti positivi dell'aumento dei prezzi dei principali prodotti petroliferi hanno prevalso sul calo del prezzo di vendita dell'energia elettrica (regolamentato dal Regime dell'Essenzialità). In particolare, nel secondo trimestre del 2024, il prezzo medio del gasolio è stato pari a 769 \$/ton (contro 710 \$/ton nel secondo trimestre 2023) mentre quello della benzina a 866 \$/ton (contro 825 \$/ton nel secondo trimestre 2023), il Prezzo Unico Nazionale per la vendita dell'energia elettrica (PUN) è stato pari a 95 €/MWh (rispetto a 115 €/MWh del secondo trimestre 2023) e il tasso di cambio €/\$ è stato pari a 1,08 (rispetto a 1,09 nel secondo trimestre 2023).

L'EBITDA reported di Gruppo è stato pari a 97,7 milioni di Euro, in aumento rispetto a 35,6 milioni di Euro nel secondo trimestre 2023. Il risultato in crescita deriva dalla combinazione di maggiori volumi di produzione e condizioni di scenario più favorevoli, caratterizzate da un aumento del crack del diesel e da un rafforzamento del dollaro USA compensato da una diminuzione del crack della benzina, un aumento del prezzo del Brent e una riduzione degli sconti sui grezzi pesanti ad alto contenuto di zolfo. Inoltre, si confronta con un secondo trimestre del 2023 penalizzato dall'impatto di fattori esterni. Le performance di programmazione e produttive hanno registrato una prestazione superiore rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Anche la performance commerciali sono state migliori rispetto al secondo trimestre del 2023 grazie a un risultato superiore nella copertura delle scorte. Per quanto riguarda le dinamiche di prezzo delle commodities sulle rimanenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura), queste hanno beneficiato di un incremento al netto dei derivati di copertura pari a 2,3 milioni di Euro rispetto a un incremento di 7,8 milioni di Euro registrato nello stesso periodo del 2023

Il Risultato Netto reported di Gruppo è stato pari a 31,3 milioni di Euro, rispetto a una perdita di 16,8 milioni di Euro nel secondo trimestre del 2023. Tale andamento è riconducibile, oltre a quanto già evidenziato in termini di EBITDA, principalmente all'impatto complessivamente negativo dei proventi e oneri finanziari dovuto all'aumento dei tassi di interesse e all'effetto negativo del tasso di cambio.

L'EBITDA comparable di Gruppo si è attestato a 90,5 milioni di Euro, in aumento rispetto a 27,1 milioni di Euro nel secondo trimestre del 2023. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported, non include il suddetto effetto positivo dello scenario sulle differenze inventariali (al netto dei relativi derivati di copertura) tra inizio e fine periodo e include gli impatti della parte di derivati su cambi riclassificati nella gestione caratteristica. Il risultato in aumento rispetto al secondo trimestre 2023 è attribuibile sia al maggiore contributo del segmento "Industrial & Marketing" che del segmento "Renewables"; entrambi gli scostamenti saranno meglio descritti nella sezione "Analisi dei segmenti".

Il Risultato Netto comparable di Gruppo è stato pari a 29,7 milioni di Euro, in aumento rispetto alla perdita di 22,3 milioni di Euro registrata nel secondo trimestre 2023, per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto reported, al netto dell'effetto positivo dello scenario sulle differenze inventariali (al netto dei relativi derivati di copertura) tra inizio e fine periodo.

Gli investimenti nel secondo trimestre del 2024 si sono attestati a 48,9 milioni di Euro, in calo rispetto al secondo trimestre del 2023 (102,0 milioni di Euro); questo calo è attribuibile sia al segmento Industrial & Marketing che a quello Renewables: il primo per un confronto col 2023 caratterizzato da lavori significativi legati al turnaround pluriennale dell'impianto IGCC (gassificazione a ciclo combinato), il secondo per le maggiori spese sostenute per l'impianto fotovoltaico Helianto nel 2023.

Calcolo dell'EBITDA comparable

Milioni di Euro	H1/24	H1 2023	Q2/24	Q2/23
EBITDA reported	275,2	282,0	97,7	35,6
Utili / (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari	24,8	24,0	(2,3)	(7,8)
Derivati su cambi	(11,4)	6,4	(5,0)	(0,7)
Poste non ricorrenti	-	-	-	-
EBITDA comparable	288,5	312,4	90,5	27,1

Calcolo del Risultato Netto comparable

Milioni di Euro	H1/24	H1 2023	Q2/24	Q2/23
RISULTATO NETTO reported	108,7	122,3	31,3	(16,8)
Utili e (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari al netto delle imposte	17,9	17,4	(1,6)	(5,5)
Poste non ricorrenti al netto delle imposte	-	-	-	-
RISULTATO NETTO Comparable	126,6	139,7	29,7	(22,3)

Posizione Finanziaria Netta

La Posizione finanziaria netta al 30 giugno 2024, ante effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, è risultata positiva per 10,7 milioni di Euro, rispetto alla posizione positiva di 202,7 milioni di Euro riportata al 31 dicembre 2023. Inoltre, la Posizione finanziaria netta al 30 giugno 2024, post effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, è risultata negativa per 21,9 milioni di Euro, rispetto alla Posizione finanziaria netta positiva per 166,8 milioni di Euro riportata al 31 dicembre 2023.

Nel primo semestre del 2024 è stato registrato un assorbimento di cassa pari a 188,7 milioni di Euro. La gestione operativa ha generato cassa per 208,0 milioni di Euro, la variazione del capitale circolante ha assorbito cassa per 138,7 milioni di Euro e gli investimenti per 79,9 milioni di Euro; sono stati pagati dividendi per 142,2 milioni di Euro e infine una componente negativa di 35,9 milioni di Euro è stata registrata relativamente alle differenze tra le imposte pagate e quelle maturate nel periodo. La variazione del capitale circolante è principalmente causata da un aumento del livello delle scorte.

Alla fine del trimestre, i finanziamenti bancari a medio e lungo termine sono stati riclassificati tra i finanziamenti bancari correnti poiché al 30 giugno 2024 non erano ancora stati ricevuti dalle banche finanziatrici i waiver richiesti in caso di "change of control".

Tuttavia, l'emissione di tali waiver è in corso di finalizzazione, come riportato nel paragrafo "Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dei primi sei mesi del 2024" e nella "Nota Integrativa ai Prospetti Contabili Consolidati".

Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota Integrativa.

Milioni di Euro	30-Jun-24	31-Dec-23
Finanziamenti bancari a medio e lungo termine	-	(313,6)
Altre passività finanziarie a medio e lungo termine	(3)	(3)
Altre attività finanziarie a medio e lungo termine	3	4
Posizione finanziaria netta a medio e lungo termine	0,2	(313,3)
Finanziamenti bancari correnti	(341,7)	(88,4)
Debiti verso banche per c/c passivi	(30,3)	(2,8)
Altre passività finanziarie a breve termine	(49,9)	(37,0)
Fair value derivati e differenziali netti realizzati	3	53,6
Altre attività finanziarie	106,0	48,0
Disponibilità liquide ed equivalenti	323,1	542,7
Posizione finanziaria netta a breve termine	10,5	515,9
Totale Posizione Finanziaria Netta ante lease liability ex IFRS 16	10,7	202,7
Debiti finanziari per beni in leasing ex IFRS 16	(32,6)	(35,9)
Totale Posizione Finanziaria Netta post lease liability ex IFRS 16	(21,9)	166,8

Mercato di riferimento

Mercato petrolifero

Di seguito, una breve analisi sull'andamento delle quotazioni del grezzo, sui crack spreads dei principali prodotti raffinati, e sul margine di raffinazione di riferimento (EMC Benchmark) per quanto riguarda il mercato Europeo, che costituisce il contesto principale in cui opera il segmento Raffinazione del Gruppo Saras.

	Q1/24	Q2/24	H1/24	Q1/23	Q2/23	H1/23
Prezzi e differenziali Grezzo (\$/bbl)
Brent Dated	83,2	84,9	84,1	81,3	78,4	79,8
Diff. Basrah Medium (CIF Med) vs. Brent Dtd	-2,5	-2,8	-2,6	-7,1	-3,7	-5,4
Diff. Azeri Light (CIF Med) vs. Brent Dtd	+6,4	+3,3	+4,8	+6,2	+4,6	+5,4
Crack spreads prodotti (\$/bbl)
Crack spread ULSD	26,3	18,2	22,3	30,6	16,8	23,7
Crack spread Benzina	16,4	18,8	17,6	19,2	20,5	19,8
Margine di riferimento (\$/bbl)
EMC Reference margin	8,2	4,5	6,3	10,1	4,2	7,1

Fonte "Platts".

Quotazioni del Grezzo (Brent Dtd, Basrah Medium, Azeri)

Nel primo semestre 2024 il Brent Dtd ha registrato una quotazione media di 84,1\$/bbl (rispetto a una quotazione media di 79,8\$/bbl nello stesso periodo del 2023). Analizzando l'andamento per trimestri, si rileva quanto segue:

Nel primo trimestre del 2024 il Brent Dtd ha registrato una quotazione media di 83,2\$/bbl (rispetto a una quotazione media di 81,3\$/bbl nello stesso periodo del 2023). Tale andamento è stato sostenuto da una domanda petrolifera globale più robusta delle previsioni, con un tasso di crescita pari a +1,7Mbbl/g, grazie al solido andamento dell'economia statunitense e alla crescita dei consumi di bunker per motori marini, influenzata dall'interruzione dei traffici lungo il Mar Rosso. Inoltre, sul fronte dell'offerta, il primo trimestre ha visto un calo di 870kbbl/g dovuto all'estensione dei tagli OPEC+ e alle interruzioni produttive derivanti dalle difficili condizioni metereologiche registrate in Nord America.

Le quotazioni hanno quindi seguito un andamento crescente nel periodo, passando da circa 80\$/bbl a gennaio a oltre 85\$/bbl a marzo, e la curva forward ha assunto una struttura in decisa backwardation.

Nel secondo trimestre il Brent Dtd ha registrato una quotazione media di 84,9\$/bbl (rispetto a una quotazione media di 78,4\$/bbl nello stesso periodo del 2023). La prosecuzione delle tensioni geopolitiche nel Medio Oriente e i problemi di attraversamento del Mar Rosso hanno contribuito a tenere il mercato in backwardation, con prezzi spot che hanno spesso superato i 90\$/bbl all'inizio del trimestre. Tuttavia, i prezzi sono scesi nel mese di maggio a causa dell'aumento delle scorte nel bacino atlantico e sono calati ulteriormente dopo la riunione dell'OPEC+ del 2 giugno, durante la quale sono stati annunciati piani per ridurre gradualmente i tagli volontari alla produzione a partire da Q4/24.

Per quanto riguarda i grezzi sour (ovvero quelli ad alto tenore di zolfo) si rileva che nel primo semestre dell'anno il Basrah Medium CIF Med ha registrato uno sconto medio rispetto al Brent Dated pari a -2,6\$/bbl (vs. -5,4\$/bbl nello stesso periodo del 2023).

La differenza tra i due periodi si spiega con la riduzione della forte scontistica per questa tipologia di grezzi, che aveva caratterizzato il 2022 ed il primo trimestre del 2023 a seguito del conflitto russo ucraino. Tale evento, infatti, aveva causato una riduzione di domanda per i grezzi mediorientali, in quanto i tradizionali compratori asiatici avevano preferito acquistare grezzi russi, fortemente a sconto a seguito dell'embargo imposto dai paesi occidentali. In seguito, già a partire dal secondo trimestre del 2023, le quotazioni del Basrah Medium si erano riprese per effetto dei tagli OPEC+, arrivando a consuntivare un leggero premio rispetto al Brent a fine 2023.

Analizzando gli andamenti su base trimestrale, nel primo trimestre del 2024, il differenziale del Basrah Medium CIF Med vs. Brent Dated si è riaperto a -2,5\$/bbl (vs. -7,1\$/bbl nello stesso periodo del 2023) in quanto il conflitto mediorientale ha causato difficoltà di attraversamento del Mar Rosso, ed ha quindi reso più difficile la vendita del Basrah Medium nel mercato del Mediterraneo. Nel secondo trimestre poi, lo sconto del Basrah Medium CIF Med rispetto al Brent Dated è rimasto sostanzialmente in linea con il trimestre precedente, ed ha segnato una media pari a -2,8\$/bbl (vs. -3,7\$/bbl nello stesso periodo del 2023) principalmente a causa di una leggera riduzione dei costi di nolo da AG a MED.

Per quanto concerne i grezzi "sweet" (a basso tenore di zolfo), il premio dell'Azeri Light CIF Med rispetto al Brent Dated nel primo semestre del 2024 si è attestato a una media di +4,8\$/bbl (rispetto a una media di +5,4\$/bbl nel primo semestre del 2023).

In particolare, analizzando gli andamenti su base trimestrale, si riscontra che nei primi tre mesi del 2024 il premio dell'Azeri Light CIF Med rispetto al Brent Dated si è attestato a una media di +6,4\$/bbl (+6,2\$/bbl nello stesso periodo del 2023). Se pur sostanzialmente in linea con le quotazioni del medesimo periodo del 2023, il premio ha visto un aumento rispetto alla fine dell'esercizio precedente (+5,8\$/bl in Q4_23) in un contesto di crack robusti per i distillati medi e in ripresa per la nafta. La quotazione CIF ha risentito inoltre anche del rialzo dei noli cross-Med.

Nel secondo trimestre il premio dell'Azeri Light CIF Med rispetto al Brent Dated si è attestato a una media di +3,3\$/bbl (+4,6\$/bbl nello stesso periodo del 2023), in un contesto di mercato "lungo" per i grezzi a basso zolfo, indebolimento del crack dei distillati medi, nonché prospettive di maggiori forniture grazie alla nuova piattaforma petrolifera di Azeri Central East (ACE) nel Mar Caspio.

"Crack spreads" dei principali prodotti raffinati (differenza tra valore del prodotto e costo del grezzo; valori FOB Med vs Brent Dtd)

Il crack della benzina nel primo semestre 2024 ha registrato un crack medio pari a 17,6\$/bbl (rispetto a un crack medio di 19,8\$/bbl nel primo semestre del 2023).

Su base trimestrale, nei primi tre mesi del 2024 il crack della benzina è stato mediamente pari a 16,4\$/bbl, leggermente inferiore alla media dello stesso periodo dell'anno precedente (19,2\$/bbl), ma sempre a livelli più elevati rispetto alle medie storiche. In particolare, nel primo trimestre del 2024, il crack della benzina ha registrato un aumento del +60% rispetto all'ultimo trimestre del 2023, grazie a una domanda resiliente in un contesto di forniture ridotte dagli Stati Uniti, a seguito dell'impatto del freddo estremo a metà gennaio che ha interrotto temporaneamente la lavorazione di circa 1,5Mbbl/giorno in Nord America.

Nel secondo trimestre 2024, il crack medio della benzina è stato pari a 18,8\$/bbl (rispetto a un crack medio di 20,5\$/bbl nel secondo trimestre del 2023), in aumento del 14% rispetto al trimestre precedente, per effetto del cambio di specifica (da invernale a estiva, più costosa) in preparazione per la driving season, della riduzione di produzione nelle raffinerie della costa del Golfo degli Stati Uniti, e dal basso livello di scorte a inizio periodo (dovuto alle ridotte forniture nel Q1 causate dal maltempo in Nord America).

Il crack del diesel (ULSD) nei primi sei mesi del 2024 ha registrato una media di 22,3\$/bbl, rispetto alla media di 23,7\$/bbl nello stesso periodo del 2023.

In particolare, nei primi tre mesi del 2024 la media è stata pari a 26,3\$/bbl, rispetto alla media di 30,6\$/bbl nello stesso periodo del 2023. Anche in questo caso, il crack ha mostrato una significativa forza rispetto alle medie storiche e, nonostante una certa volatilità, è rimasto in linea con l'ultimo trimestre del 2023. Sulle quotazioni dei gasoli nel Q1_24 hanno influito le medesime limitazioni di offerta dagli Stati Uniti già citate con riferimento alla benzina, nonché il blocco dei flussi attraverso il Mar Rosso, che hanno riguardato anche le importazioni europee di distillati medi dal Medio Oriente, aumentandone i costi logistici e allungando i tempi di rifornimento dalle raffinerie asiatiche. Infine, il prolungamento dei tagli produttivi OPEC+ è rimasto un fattore limitante della disponibilità di grezzi ricchi di residuo, utilizzati nelle unità di conversione per la produzione di diesel.

Nel secondo trimestre 2024 il crack del diesel ha registrato una media di 18,2\$/bbl (vs. 16,8\$/bbl nel secondo trimestre del 2023). Il significativo calo (-31%) rispetto al primo trimestre 2024 è principalmente imputabile a un aumento dell'offerta globale, cresciuta di circa 100kbl/d tra aprile e giugno, a seguito del ritorno in attività di numerose raffinerie dopo la consueta manutenzione primaverile. La maggiore offerta si è confrontata con una domanda più debole in Europa, dovuta a una combinazione di fattori: attività industriale ridotta, condizioni climatiche più miti rispetto alle medie stagionali, e cambiamenti strutturali nel parco auto, con una maggiore vendita di veicoli elettrici ed ibridi con motore a benzina, a scapito delle vetture dotate di motori diesel.

Il crack del VLSFO nei primi sei mesi del 2024 ha registrato uno sconto medio di -1,9\$/bbl (vs. -1,3\$/bbl nello stesso periodo del 2023).

In particolare, nei primi tre mesi del 2024 il crack del VLSFO è stato mediamente pari a -1,5\$/bbl (vs. -0,2\$/bbl nello stesso periodo del 2023), in aumento rispetto all'ultimo trimestre del 2023 (-2,2 \$/bbl): il blocco dei flussi commerciali nel Mar Rosso, e la conseguente necessità di rotte più lunghe per circumnavigare il continente africano, hanno infatti dato un impulso ai consumi di VLSFO. Peraltro, nel trimestre si sono anche ridotte le esportazioni da alcuni paesi in Medio ed Estremo Oriente, dove il VLSFO è stato utilizzato nel mercato domestico per generazione elettrica, e ciò ha contribuito a supportare il crack.

Nel secondo trimestre del 2024 il crack del VLSFO ha registrato uno sconto medio di -2,3\$/bbl (-2,4\$/bbl nel secondo trimestre del 2023). La flessione su base sequenziale è imputabile al minor costo dei noli per le principali tipologie di navi cisterna, alla riduzione nei prezzi dei distillati medi e del VGO, ed anche alla continua produzione russa e all'aumento delle esportazioni kuwaitiane, che hanno mantenuto elevata l'offerta di residui a basso zolfo.

Il crack dell'olio combustibile ad alto contenuto di zolfo (HSFO) ha registrato una media di -13,2\$/bbl nel primo semestre del 2024, (vs. -19,4\$/bbl nel primo semestre del 2023).

Analizzando l'andamento su base trimestrale, il crack dell'HSFO ha registrato una media di -14,7\$/bbl nel primo trimestre del 2024, (vs. -25,3\$/bbl nel primo trimestre del 2023), proseguendo a gennaio il trend di ripresa osservato negli ultimi mesi del 2023, per effetto della prosecuzione dei tagli OPEC+ che, come noto, impattano principalmente i grezzi ad alto contenuto di zolfo. Per contro, tra febbraio e marzo sono aumentate le produzioni di grezzi pesanti canadesi, che hanno parzialmente compensato questo effetto.

Nel secondo trimestre il crack dell'HSFO ha registrato una media di -11,6\$/bbl, (vs. -13,5\$/bbl nel secondo trimestre del 2023), mostrando un ulteriore rafforzamento rispetto al trimestre precedente (+21%) grazie alla ripresa dei consumi di bunker ad alto zolfo in Asia, e alla prosecuzione dei tagli produttivi OPEC+.

Marketing

In Italia, secondo i dati analizzati da Unione Energie per la Mobilità (UNEM) da fonte "Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica – DGI", nei primi sei mesi del 2024 le vendite dei prodotti petroliferi sono aumentate rispetto allo stesso periodo del 2023 (+2,2%). Le vendite di carburanti autotrazione (benzina+gasolio) sono risultate pari a 15,7 milioni di tonnellate (+1,9% verso lo stesso periodo del 2023) e superiori sempre dell'1,9% rispetto al livello pre-pandemico. In particolare, rispetto ai primi sei mesi del 2023, la benzina totale ha mostrato un incremento del 4,5%, con una crescita analoga della benzina venduta sulla rete (+4,4%); il gasolio autotrazione ha evidenziato un aumento dell'1%, con il gasolio venduto sulla rete invece passato in territorio negativo (-1,1%), mentre i volumi del canale extra-rete (+4,8%, pari a 285.000 tonnellate), rimangono positivi.

In Spagna, i dati compilati da CORES e attualmente disponibili fino al mese di maggio, mostrano che nei primi cinque mesi del 2024 il consumo di carburanti autostradali è in generale aumentato del +4,9% verso lo stesso periodo del 2023, con una crescita significativa della domanda di benzina (+9,4%) e in misura minore di quella di gasolio per autotrazione (+3,7%). Tali andamenti sono spiegati principalmente dalle tendenze in atto nel mercato spagnolo, dove il traffico automobilistico è generalmente in crescita. Tuttavia, il parco di autovetture registra l'aumento di automobili ibride (con motore endotermico a benzina), mentre per quanto concerne le vetture con motori diesel, si evidenzia una progressiva sostituzione del gasolio fossile con prodotto di origine vegetale (HVO, biodiesel).

Energia elettrica e CO2

Nel primo semestre del 2024 il PUN ha riportato una quotazione media di circa 93,5€/MWh rispetto a una media di circa 136,3€/MWh nello stesso periodo del 2023.

Più nello specifico, analizzando gli andamenti trimestrali, si rileva che nel primo trimestre 2024 il PUN ha registrato una quotazione media di circa 92€/MWh (vs. 157€/MWh nello stesso periodo del 2023), in flessione del 26% rispetto al trimestre precedente, seguendo il medesimo andamento delle quotazioni del gas naturale. Infatti, l'inverno mite e condizioni macroeconomiche incerte, hanno portato le quotazioni del gas naturale in media a 29,2€/MWh, rispetto ai 40,6€/MWh registrati nel quarto trimestre 2023.

Successivamente, nel secondo trimestre il PUN ha riportato una quotazione media di circa 95€/MWh (115€/MWh nello stesso periodo del 2023), in leggero aumento rispetto al primo trimestre (+3,4%), riflettendo solo in parte l'incremento delle quotazioni del gas naturale, che sono infatti aumentate del 14%, raggiungendo la media di 33,4€/MWh.

Passando alle quotazioni EUA dei permessi Europei per le emissioni di anidride carbonica, nei primi sei mesi del 2024 queste hanno registrato una quotazione media di circa 64€/ton (vs. circa 87€/ton nei primi sei mesi del 2023),

Nei primi tre mesi del 2024, la quotazione media dei permessi EUA è stata pari a circa 60€/ton (vs. circa 87€/ton nei primi tre mesi del 2023), continuando il trend in flessione, con una media inferiore di circa il 16% rispetto al trimestre precedente, per motivi riconducibili in buona parte al rallentamento delle condizioni macroeconomiche.

Nel secondo trimestre del 2024 le quotazioni EUA dei permessi Europei per le emissioni di anidride carbonica hanno avuto una discreta ripresa, registrando una media di circa 68€/ton (vs. circa 87€/ton nel secondo trimestre del 2023).

Margini di raffinazione e margine Saras Industrial & Marketing

Per quanto concerne l'analisi della redditività del segmento Industrial & Marketing, Saras utilizza come riferimento il margine benchmark di raffinazione "EMC Reference Margin", rispetto al quale il sito industriale di Sarroch consegue tipicamente un premio grazie alle caratteristiche di elevata flessibilità e complessità dei propri impianti, oltre che alle proprie performance industriali e commerciali.

Nel primo semestre 2024 l'EMC Reference Margin, alla luce del contesto di mercato descritto nel paragrafo precedente, si è attestato a una media di 6,3\$/bbl (vs. una media di 7,1\$/bbl nel primo semestre del 2023). Il margine Saras è stato pari a 10,8\$/bbl (12,6\$/bbl nello stesso periodo dell'esercizio precedente), evidenziando un premio di +4,5\$/bbl (+5,5\$/bbl nel primo semestre del 2023), vicino al punto superiore della forchetta di guidance 2024, che prevede il raggiungimento di un premio medio annuo di 3,5÷4,5 \$/bbl.

In particolare, come illustrato nella precedente relazione trimestrale, l'EMC Reference Margin del primo trimestre 2024 si era attestato a una media di 8,2\$/bbl (vs 10,1\$/bbl nel primo trimestre 2023) mentre il margine Saras era stato pari a 12,1\$/bbl (vs. 16,2\$/bbl nello stesso periodo dell'esercizio precedente), evidenziando un premio di +3,9\$/bbl (+6,1\$/bbl nel primo trimestre del 2023).

Nel secondo trimestre 2024 l'EMC Reference Margin, si è attestato a una media di 4,5\$/bbl, poco superiore rispetto alla media di 4,2\$/bbl nel secondo trimestre del 2023. La flessione rispetto al primo trimestre del 2024 è principalmente riconducibile al calo fatto segnare dal crack del diesel, precedentemente discusso. Il margine Saras del secondo trimestre 2024 è stato pari a 9,4\$/bbl (vs. 7,9\$/bbl nello stesso periodo dell'esercizio precedente). Il premio concretizzato da Saras rispetto all'EMC Reference Margin è stato quindi pari a +4,9\$/bbl (+3,7\$/bbl nel secondo trimestre del 2023).

Evoluzione Prevedibile della Gestione

Nell'Oil Market Report di luglio 2024 pubblicato dall'International Energy Agency (IEA), le stime sulla domanda petrolifera globale nel 2024 prevedono una crescita pari a +1.0Mbbl/g. Tale valore, inferiore rispetto alle previsioni precedenti, discende principalmente da dati più deboli sull'andamento economico nell'area OCSE, oltre che dal generalizzato e crescente effetto dei numerosi interventi volti all'efficienza energetica, e dalla sempre maggior diffusione dei veicoli elettrici. In ogni caso, tale crescita consentirà di raggiungere una domanda media di 103,1Mbbl/g, che rappresenta un nuovo record storico. Dal punto di vista della distribuzione della domanda, saranno le economie non OCSE a fornire il maggior contributo alla crescita (in primis India e Brasile, mentre si è osservata una crescita più lenta del previsto in Cina), mentre l'area OCSE subirà un ulteriore rallentamento dei consumi, già iniziato a fine 2023.

Dal punto di vista dell'offerta, il 2024 è cominciato con una perdita di produzione in Nord America principalmente per effetto di condizioni metereologiche estreme che hanno bloccato numerosi siti estrattivi. La produzione nordamericana ha tuttavia ripreso la sua tendenza al rialzo dalla fine del primo trimestre. Nel complesso, la IEA per il 2024 conferma la previsione di una crescita dell'offerta petrolifera globale pari a 0,77Mbbl/g raggiungendo nell'anno un livello medio di produzione pari a 103,0Mbbl/g, in grado quindi di equilibrare i consumi. Tale crescita sarà guidata principalmente dai paesi non-OPEC+ (prevalentemente Stati Uniti, Brasile, Guyana e Canada) da cui complessivamente ci si attende un incremento produttivo di +1,5Mbbl/g, mentre la produzione OPEC+ dovrebbe complessivamente ridursi di 0,74Mbbl/g su base annua, nell'ipotesi che i tagli produttivi restino in vigore, e inizino a ridursi solo a partire dall'ultimo trimestre del 2024.

Guardando al settore della raffinazione la IEA si aspetta che le lavorazioni a livello globale nel 2024 cresceranno di circa 1Mbbl/g (raggiungendo 83,4Mbbl/g), con un contributo importante dall'avvio di nuove grandi raffinerie nei paesi non OCSE (in Medio Oriente, Africa e Asia) che metteranno pressione ai margini di raffinazione, in particolare per taluni siti obsoleti e poco competitivi, in Europa e negli USA.

Guardando all'andamento delle quotazioni del grezzo nel 2024, nel mese di luglio queste hanno registrato una media di circa 88\$/bbl, a fronte del calo degli stoccaggi americani superiore alle stime degli analisti e del persistere delle tensioni geopolitiche in Medio Oriente. Le principali fonti di settore indipendenti si attendono che le quotazioni del Brent dtd possano rimanere, anche nella seconda parte dell'anno, a livelli in linea con la media finora registrata, intorno a ca. 85\$/bbl, benché non si esclude la possibilità di periodi con andamento volatile, in funzione del contesto macro-economico e dell'evoluzione dei fattori geopolitici.

Per quanto riguarda i differenziali di prezzo delle principali tipologie di grezzo, i "sour" ad alto contenuto di zolfo potrebbero ampliare lo sconto nell'ultima parte dell'anno, in funzione di un allentamento dei tagli produttivi OPEC+Russia. Nella prima metà dell'anno, ed ancor di più nelle prime settimane del terzo trimestre, il permanere dei limiti produttivi sta riducendo gli sconti di questa tipologia di grezzi, e conseguentemente ha ridimensionato il premio sul margine di raffinazione ottenibile dalle raffinerie complesse e ad elevata capacità di conversione (tra cui anche quella del Gruppo Saras). Per contro, i grezzi a basso tenore di zolfo ("sweet") dovrebbero subire una leggera riduzione dei premi, in ragione degli andamenti attesi per i crack spread dei distillati medi e leggeri, qui di seguito commentati.

Per quanto concerne la benzina, il crack spread ha seguito una tendenza crescente nella prima metà dell'anno (16,4\$/bbl in media nel primo trimestre, e 18,8\$/bbl in media nel secondo), grazie alla resilienza dei consumi nel settore privato e alla produzione ridotta durante la stagione delle manutenzioni primaverili programmate. Successivamente, la media nel mese di luglio è calata a circa 14\$/bbl, in funzione dell'arrivo sul mercato della produzione di nuove raffinerie, ed inoltre la driving season americana tarda a materializzarsi. Pertanto, gli esperti hanno rivisto in chiave conservativa i livelli attesi nella seconda parte dell'anno, con valori nel terzo trimestre in linea con quelli attuali.

Per quanto concerne il diesel, il crack spread è stato molto forte nel primo trimestre (26,3\$/bbl), ed è successivamente calato a 18,2\$/bbl nel secondo trimestre, anche per effetto di dinamiche stagionali. La media di luglio è attualmente pari a circa 18\$/bbl, e le attese per la seconda metà dell'anno convergono verso valori inferiori al primo semestre, in funzione del già citato arrivo sul mercato della nuova capacità di raffinazione. Ciononostante, il crack del diesel dovrebbe restare al di sopra delle medie storiche, per effetto dei cambiamenti strutturali nei flussi di approvvigionamento dell'Europa, nonché per le aspettative di consumi maggiori nell'ultima parte dell'anno.

Infine, relativamente al mercato elettrico, il prezzo unico nazionale italiano (PUN) dell'energia elettrica è previsto in rialzo e in media a livelli leggermente superiori a 100€/MWh nella seconda parte dell'anno, come di consueto soggetto alla volatilità del gas naturale. Al momento della stesura di questo documento, la media del PUN di luglio è pari a circa 110€/MWh, a fronte delle elevate temperature stagionali che hanno aumentato la domanda di energia per aria condizionata. Passando alle quotazioni dei permessi EUA sulle emissioni di CO2, gli esperti prevedono livelli intorno a quelli attuali di ca. 65-70€/ton anche nel prosieguo dell'anno, in coerenza con gli impegni di decarbonizzazione dei paesi europei.

Alla luce di tali previsioni, le aspettative per il margine di riferimento "EMC Reference Margin" rimangono superiori alle medie storiche anche per il secondo semestre del 2024, se pur in calo rispetto al 2023.

Per quanto riguarda l'operatività del sito industriale di Sarroch, dopo i turnaround del primo semestre per l'impianto di alchilazione, l'impianto di trattamento dei gas di coda (TGTU), l'unità di distillazione atmosferica denominata "Topping RT2", e l'unità di distillazione sottovuoto "vacuum V1" (con il contestuale rallentamento marcia dell'impianto IGCC), nel terzo trimestre ci saranno alcuni interventi manutentivi sull'impianto di recupero zolfo Z3, mentre nell'ultimo trimestre è stata pianificata la fermata per pulizia del "Topping T2" e del "Vacuum V2", oltre alla manutenzione di una turbina, una linea di lavaggio e due gassificatori dell'IGCC.

Nel complesso la lavorazione annuale di grezzo è prevista pari a 13,2 ÷ 13,5Mton (ovvero 96,5 ÷ 98,5Mbbl), a cui si aggiungerà circa 1Mton di cariche impianti complementari al grezzo (corrispondenti a circa 7Mbbl). Inoltre, la produzione di energia elettrica è prevista intorno ai 4,0 ÷ 4,2TWh, in netta crescita rispetto ai livelli del 2023 (circa 3,5TWh), coerentemente con gli interventi manutentivi previsti e con le ipotesi di potenza essenziale richiesta. Si ricorda infatti che la centrale elettrica a ciclo combinato (IGCC) di Sarlux Srl è stata iscritta da TERNA fra gli impianti così detti "essenziali" anche per il 2024 e che è stata ammessa al relativo regime di reintegrazione dei costi da ARERA.

Proseguono poi nel 2024 le attività, avviate nel 2023, volte al miglioramento delle performance del segmento Industrial & Marketing, con il coinvolgimento di un ampio spettro di iniziative, sia commerciali che industriali, e mirate sia alla massimizzazione del margine che all'ottimizzazione dei costi, nell'ottica di mantenere la raffineria di Sarroch tra i migliori asset del settore, e incrementare la resilienza alla volatilità del mercato.

Partendo dal premio di marginalità già consuntivato nella prima metà dell'anno, e considerando l'attuale livello dei crack spreads e dei differenziali dei grezzi, oltre alle attività manutentive e alle specifiche iniziative di efficientamento poc'anzi descritte, la Società conferma la guidance fornita sul premio medio annuo rispetto all'EMC Reference margin nella forchetta compresa tra 3,5 ÷ 4,5\$/bbl, sebbene con una maggiore probabilità che ci si possa attestare nella parte medio-bassa della forchetta. Ancora una volta si ricorda che l'andamento atteso per i crack spread della benzina e dei distillati medi produce effetti simili sia sul margine Saras che sul riferimento EMC benchmark; per contro, solo il margine Saras potrebbe risentire dell'incremento complessivo dei differenziali dei vari grezzi rispetto al Brent, mentre ciò non avrebbe influenza sul margine EMC Reference. Quindi, il combinato disposto delle previste evoluzioni di mercato è uno dei principali fattori che spiegano l'attesa del premio medio Saras precedentemente indicato.

Le previsioni relative ai costi fissi del segmento Industrial & Marketing si confermano pari a circa 380-400 milioni di Euro, in riduzione rispetto all'anno 2023 prevalentemente per il differente piano manutentivo previsto e gli impatti delle iniziative di ottimizzazione in corso.

Infine, gli investimenti del segmento si confermano previsti a circa 170-180 milioni di Euro, con l'obiettivo di proseguire il percorso di efficientamento e mantenimento della competitività degli impianti. Tale stima include anche gli investimenti dedicati all'avvio dei progetti di Energy Transition.

Per quanto riguarda il segmento Renewables, è stata completata a giugno la costruzione del parco fotovoltaico "Helianto" da 79MW, e quindi la capacità complessiva installata e operativa del segmento Renewables è adesso pari a 250MW. L'avvio della produzione del parco fotovoltaico "Helianto" consente di stimare una produzione cumulata per l'intero 2024 pari a circa 350GWh, che sarà interamente valorizzata a mercato.

Relativamente agli investimenti del segmento Renewables, si conferma un importo di circa 13 milioni di Euro dedicati al completamento del parco fotovoltaico Helianto. Eventuali ulteriori investimenti saranno funzione dell'ottenimento di Autorizzazioni Uniche per la costruzione di nuovi parchi presenti nella pipeline aziendale.

Infine, in merito all'andamento atteso della Posizione Finanziaria Netta del Gruppo, le previsioni di generazione di cassa caratteristica e dell'andamento del capitale circolante (in virtù delle assunzioni di scenario e di performance ipotizzate dalla Società) consentono di ipotizzare una Posizione Finanziaria Netta di Gruppo di fine anno positiva.

Proseguono inoltre nel 2024 le attività di Energy Transition seguendo opportunità e l'evoluzione del contesto regolatorio. Tra i progetti in corso si segnalano in particolare:

• la realizzazione di un elettrolizzatore da 20 MW per produrre idrogeno verde per utilizzo nella raffineria di Sarroch, alimentato da energie rinnovabili. L'evoluzione dell'iniziativa, selezionata tra i beneficiari italiani delle sovvenzioni pubbliche approvate dalla Commissione Europea nell'ambito dell'IPCEI Hy2Use, dipende dall'assegnazione completa dei finanziamenti, nonché dall'autorizzazione degli impianti rinnovabili di terzi che dovranno fornire l'energia verde all'elettrolizzatore;
• il progetto di ricerca e sviluppo dedicato all'utilizzo dell'idrogeno e della CO2 per la produzione sperimentale di combustibili sintetici (e-fuels) con l'ottica di ottimizzare i potenziali utilizzi della CO2 per il quale è stato assegnato nel 2023 un finanziamento nell'ambito del bando PNRR "Hard to Abate". Nel 2024 è attesa la conclusione delle attività di ingegneria, procurement e l'avvio della costruzione, il cui completamento è previsto entro la fine del 2025. Gli investimenti complessivi sono attesi per ca. 10€ milioni, e saranno quasi interamente coperti da finanziamenti;
• la produzione di biocombustibili, con le valutazioni tecniche per l'ampliamento e l'ottimizzazione delle attività di produzione di oli vegetali idrogenati (HVO) sia in co-processing sia in purezza. In particolare, sono terminate le attività di studio e test che consentono una produzione pilota di HVO in purezza per 20kton annui. Sono in corso di sviluppo le modifiche della logistica per ampliare la gamma di oli vegetali utilizzabili (inclusi oli ad elevato "pour point"). Sono invece terminate le attività di ingegneria per un nuovo impianto di pre-treatment di 100kton/annue che consentirà di ampliare la gamma di materie prime utilizzabili nella produzione di HVO sia in co-processing sia in purezza. Infine, proseguono gli studi di revamping di alcune unità di desolforazione esistenti (U300 e U700) per produrre HVO e HEFA pro SAF fino a 200kton/anno;
• il progetto relativo al "Waste To Fuel", per il quale è stata predisposta una domanda di finanziamento a un bando europeo per la realizzazione di un impianto di pirolisi a bassa temperatura per la produzione di combustibile avanzato e carbon black a partire da pneumatici fuori uso (circa 14kton/anno).

Audio-conferenza del 31 luglio 2024 e ulteriori Informazioni

Il giorno 31 luglio 2024 il Consiglio di Amministrazione di Saras SpA si riunirà per l'approvazione dei risultati del Gruppo del primo semestre 2024. Successivamente verrà diffuso a mezzo SDIR il relativo comunicato stampa e, contestualmente, sarà resa disponibile una presentazione sul sito web della Società (www.saras.it).

Alle ore 16:00 CEST dello stesso giorno si terrà la conference call per gli analisti e gli investitori, durante la quale il management commenterà i risultati e risponderà ad eventuali domande.

Link di invito per accedere alla conference call:

CLICK HERE TO REGISTER FOR THE CONFERENCE CALL & WEBCAST

Il link per collegarsi al webcast è il seguente:

https://87399.choruscall.eu/links/saras240731.html

La registrazione e la trascrizione del webcast saranno altresì disponibili sul sito web della Società.

Per ulteriori informazioni si prega di voler contattare il servizio Investor Relations.

ll presente comunicato stampa è stato redatto ai sensi del Regolamento di attuazione del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 adottato dalla Consob con delibera n. 11971 del 14 maggio 1999 e s.m.i.. Lo stesso è a disposizione del pubblico sul sito internet della società, nella sezione "Investitori / Comunicati Finanziari" ed anche presso il meccanismo di stoccaggio autorizzato per le informazioni regolamentate, denominato (). Inoltre, la Relazione Finanziaria Semestrale al 30 giugno 2024 è a disposizione del pubblico presso la sede legale in Sarroch (CA) S.S. 195 Sulcitana Km. 19, sul sito internet della Società nella sezione "Investitori / Bilanci e Relazioni", e sul meccanismo di stoccaggio autorizzato .

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ll Gruppo Saras, fondato da Angelo Moratti nel 1962 è uno dei principali operatori europei nel settore dell'energia e raffinazione del petrolio. Tramite la Capogruppo Saras SpA e le controllate Saras Trading SA, basata a Ginevra, Saras Energia SAU, basata a Madrid, il Gruppo vende e distribuisce prodotti petroliferi sul mercato nazionale e internazionale. Il Gruppo è inoltre attivo anche nel settore della produzione di energia elettrica attraverso le controllate Sarlux Srl (impianto IGCC) e Sardeolica Srl (parco eolico). Il Gruppo Saras conta 1.591 dipendenti e presenta ricavi pari a circa 11,4 miliardi di Euro al 31 dicembre 2023.