Saras

Earnings Release • Mar 15, 2024

Il Consiglio di Amministrazione approva il Progetto di Bilancio di Esercizio di Saras S.p.A., il Bilancio Consolidato e il Bilancio di Sostenibilità del Gruppo al 31 dicembre 2023

Risultati 2023

• EBITDA reported di Gruppo pari 662,4 milioni di Euro (1.170,3 milioni di Euro nel 2022) a fronte di uno scenario positivo e crack spreads superiori ai livelli storici, anche se in normalizzazione rispetto all'esercizio precedente
• RISULTATO Netto reported di Gruppo pari a 313,9 milioni di Euro (416,9 milioni di Euro nel 2022), con minori oneri finanziari e imposte
• EBITDA comparable di Gruppo pari a 669,7 milioni di Euro (1.136,7 milioni di Euro nel 2022) per gli effetti descritti a livello di risultati reported, e senza includere l'effetto dello scenario sulle valutazioni degli inventari
• RISULTATO Netto comparable di Gruppo pari a 325,4 milioni di euro (709,8 milioni di Euro nel 2022)
• Posizione Finanziaria Netta ante IFRS16 positiva per 202,7 milioni di Euro (positiva per 268,6 milioni di Euro al 31 dicembre 2022)
• Proposto un dividendo – relativo all'esercizio 2023 - pari a 0,15 Euro per azione
• Il Consiglio di Amministrazione ha conferito mandato al Presidente per convocare l'Assemblea degli Azionisti in data 29 aprile 2024 (prima convocazione).

A margine del Consiglio il Presidente, Dott. Massimo Moratti, ha commentato: "I solidi risultati del quarto trimestre, con un EBITDA comparable di circa 110 milioni di Euro, ci consentono di chiudere l'esercizio 2023 in modo molto positivo. Nell'intero anno, infatti, il Gruppo Saras ha realizzato circa 670 milioni di Euro di EBITDA comparable, grazie ad un margine medio delle operazioni industriali di oltre 12 \$/bl. L'Utile Netto comparable di 325 milioni di Euro (di cui circa 65 milioni nel quarto trimestre), e la posizione finanziaria netta al 31 dicembre positiva per 167 milioni di Euro (post IFRS 16), ci consentono di rinforzare ulteriormente la nostra struttura finanziaria, in modo da poter supportare gli investimenti previsti nel 2024 per il mantenimento della piena efficienza ed operatività del sito di Sarroch, lo sviluppo di iniziative per la transizione energetica, e anche un dividendo di 15 centesimi di Euro per azione, che proporremo alla prossima Assemblea degli Azionisti, in linea con la politica aziendale.

Le previsioni per il 2024 indicano condizioni di marginalità favorevole, con un sistema di raffinazione globale ancora limitato in termini di capacità, nonostante alcuni recenti avviamenti di raffinerie in Medio Oriente e in Africa. Il nostro impianto IGCC continuerà a operare in regime di essenzialità anche nel 2024, continuando in tale modo a fornire un prezioso elemento di integrazione con la raffineria, e riducendo l'esposizione al mercato dell'energia elettrica. Infine, prevediamo un crescente contributo al risultato di Gruppo anche in termini di produzione di energia rinnovabile, grazie all'entrata in servizio del parco fotovoltaico Helianto, attesa verso metà 2024.

Desidero infine evidenziare l'importante operazione annunciata lo scorso 11 febbraio, con cui Vitol acquisirà il controllo del Gruppo Saras, dopo 62 anni dalla fondazione, avvenuta ad opera di mio padre. È stata una scelta molto difficile e carica di emozioni, ma compiuta per il bene del Gruppo. Ringrazio tutte le persone che, con dedizione e impegno ci hanno accompagnato in questo lungo cammino, e sono certo che anche nel nuovo assetto proprietario troveranno ulteriori occasioni di sviluppo. Vitol è infatti un primario operatore globale in ambito energetico, e saprà far crescere ulteriormente Saras, apportando grande forza finanziaria e commerciale, oltre a competenze professionali di livello internazionale".

Milioni di Euro	2023	2022
RICAVI	11.443	15.836
EBITDA reported	662,4	1.170,3
EBITDA comparable	669,7	1.136,7
EBIT reported	452,9	965,7
EBIT comparable	468,6	945,3
RISULTATO NETTO reported	313,9	416,9
RISULTATO NETTO comparable	325,4	709,8
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ANTE IFRS 16	202,7	268,6
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA POST IFRS 16	166,8	227,5
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI	224,4	105,7

Milano, 15 marzo 2024: Il Consiglio di Amministrazione di Saras SpA si è riunito oggi e ha approvato il Bilancio Consolidato di Gruppo, il progetto di Bilancio Separato di Saras SpA al 31 dicembre 2023, il Bilancio di Sostenibilità di Gruppo 2023 che riporta, tra l'altro, le informazioni di carattere non finanziario e sulla diversità ai sensi del D.lgs. 254/2016 e un set di KPIs ESG.

Il Consiglio di Amministrazione ha deliberato di proporre all'Assemblea Generale degli Azionisti di Saras SpA, prevista per il giorno 29 aprile 2024, un dividendo pari a 0,15 Euro per azione. Il dividendo sarà pagato in data 22 maggio 2024, con stacco della cedola in data 20 maggio 2024.

Oltre all'approvazione del Bilancio Separato di Saras SpA al 31 dicembre 2023 e alla nomina del Collegio Sindacale, l'Assemblea sarà, altresì, chiamata a deliberare sulla Relazione sulla politica in materia di remunerazione e sui compensi corrisposti ai sensi dell'art. 123-ter, commi 3-bis e 6 del D.lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

La relazione finanziaria annuale 2023 è stata messa a disposizione del Collegio Sindacale e della Società di revisione e, insieme agli altri documenti di cui all'art. 154-ter del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico Finanza), sarà messa a disposizione del pubblico presso la sede sociale, e pubblicata sul sito internet della società (www.saras.it) nei termini previsti dalle vigenti disposizioni.

***

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.

In allegato sono riportati i commenti ai risultati del Gruppo e dei singoli segmenti di business, l'Evoluzione prevedibile della Gestione, i prospetti della situazione patrimoniale - finanziaria, del conto economico complessivo, della movimentazione del patrimonio netto e del rendiconto finanziario, sia per il Bilancio Consolidato di Gruppo che per il Bilancio Separato di Saras SpA.

Con riferimento alle stime ed alle previsioni contenute nel presente documento, in particolare relativamente alla Strategia ed Evoluzione Prevedibile della Gestione, si evidenzia che i risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli indicati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'evoluzione futura dei prezzi dei grezzi e dei prodotti raffinati, le performance operative degli impianti, l'impatto delle regolamentazioni del settore energetico, e in materia ambientale, altri cambiamenti nelle condizioni di business e nell'evoluzione della concorrenza a livello globale.

Il 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 ().

Investor Relations

Phone + 39 02 7737642 ir@saras.it

Press contacts Comin & Partners Lelio Alfonso Phone +39 334 6054090 lelio.alfonso@cominandpartners.com

Tommaso Accomanno Phone +39 3407701750 Tommaso.accomanno@cominandpartners.com

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.

ALLEGATO

GAAP e Non-GAAP measure

Indicatori alternativi di performance

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).

Principali dati operativi e finanziari di Gruppo

Milioni di Euro	FY 2023	FY 2022	Var %	Q4/23	Q4/22	Var %
RICAVI	11.443	15.836	-28%	2.975	3.871	-23%
EBITDA reported	662,4	1.170,3	-43%	79,5	115,9	-31%
EBITDA comparable	669,7	1.136,7	-41%	110,1	319,7	-66%
EBIT reported	452,9	965,7	-53%	14,9	52,5	-72%
EBIT comparable	468,6	945,3	-50%	53,9	269,5	-80%
RISULTATO NETTO reported	313,9	416,9	-25%	40,3	69,7	-42%
RISULTATO NETTO comparable	325,4	709,8	-54%	64,7	260,0	-75%

EUR million	FY 2023	FY 2022
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ANTE IFRS 16	202,7	268,6
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA POST IFRS 16	166,8	227,5
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI	224,4	105,7

COMMENTI AI RISULTATI DI GRUPPO PER L'ESERCIZIO 2023

Nel 2023 i ricavi del Gruppo sono stati pari a 11.443 milioni di Euro rispetto ai 15.836 milioni di Euro realizzati nello scorso esercizio. Il significativo decremento è legato sia alle mutate condizioni di scenario sia ai minori volumi prodotti e venduti tra i due periodi. Dal punto di vista dello scenario le variabili che hanno maggiormente inciso sono il deprezzamento dei principali prodotti petroliferi, la riduzione del prezzo di vendita dell'energia elettrica (regolato all'interno del Regime di Essenzialità) e l'andamento del cambio caratterizzato dall'indebolimento del dollaro nei confronti dell'euro. Nello specifico nel 2023 il prezzo medio del diesel è stato pari a 814 \$/ton (vs 1.039 \$/ton nel 2022), il prezzo medio della benzina è stato pari a 845 \$/ton (vs 991 \$/ton nel 2022), il prezzo unico nazionale per la vendita dell'energia elettrica (PUN) è stato 127 €/MWh (vs un prezzo medio di vendita di 303 €/MWh nel 2022) ed il cambio €/\$ è stato pari a 1,08 (vs cambio €/\$ di 1,05 nel 2022). Dal punto di vista delle produzioni industriali si segnala che le principali variabili produttive sono risultate inferiori ai valori registrati nel 2022 eccetto per le produzioni di energia elettrica rinnovabile. Nello specifico le lavorazioni di raffineria nel 2023 sono state pari a 94,1 milioni di barili (vs 96,1 milioni di barili nel 2022), le produzioni di energia elettrica non rinnovabile sono state pari a 3.550 GWh (vs 4.100 GWh nel 2022), le produzioni di energia elettrica rinnovabile pari a 298 GWh (vs 273 GWh nel 2022) e le vendite del canale Marketing sono state pari a 3.213 migliaia di tonnellate (vs 3.659 migliaia di tonnellate nel 2022).

L'EBITDA reported di Gruppo del 2023 è stato pari a 662,4 milioni di Euro, in decremento rispetto ai 1.170,3 milioni di Euro dell'esercizio 2022, da ricondursi in primo luogo alle condizioni di scenario meno favorevoli rispetto ai livelli del 2022, che si sono tradotte in un decremento del crack del gasolio ed all'indebolimento del dollaro verso l'euro; questi effetti sono stati in parte compensati dai minori costi di approvvigionamento dei grezzi (dove il decremento del prezzo del grezzo di riferimento Brent Dtd è stato in parte compensato dall'incremento dei premi ovvero riduzione degli sconti delle differenti tipologie di grezzo) e dalla riduzione del costo dell'energia elettrica, nonostante la riduzione dei benefici del Decreto Sostegni Ter. Le performance complessive sono risultate leggermente migliori rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. La performance commerciale è stata positiva nonostante una struttura di mercato ancora in ''backwardation'' ma in progressiva normalizzazione rispetto al 2022. La programmazione della produzione è stata impattata da minore disponibilità di grezzi di tipologia medium/heavy sour, derivante dalla situazione geopolitica, rispetto alla prima parte dell'anno 2022 e da un peggioramento delle qualità di alcune tipologie di grezzi. Per quanto concerne gli aspetti produttivi, il 2023 è stato caratterizzato da una performance complessivamente inferiore rispetto a quella del 2022, per un contesto caratterizzato da un piano manutentivo più oneroso e per fermate non programmate anche per effetto dell'evento esterno di blackout, non imputabile alla Società. Inoltre, per quanto concerne le valutazioni delle rimanenze inventariali alla fine dell'anno queste hanno subito un lieve deprezzamento di 5,7 milioni di Euro rispetto ad un apprezzamento di 9,6 milioni di Euro realizzato nel medesimo periodo del 2022. Le poste non ricorrenti nel 2023 hanno avuto un impatto negativo per 1,7 milioni di Euro, rappresentate dalla svalutazione di alcune rimanenze di materiali di consumo, a fronte di un valore negativo per 34,3 milioni di Euro nel 2022.

Il Risultato Netto reported di Gruppo del 2023 è stato pari a 313,9 milioni di Euro, rispetto ad un valore di 416,9 milioni di Euro conseguiti nel 2022. In aggiunta a quanto evidenziato a livello di EBITDA, tale scostamento è da ricondursi al miglioramento del bilancio netto tra proventi e oneri finanziari dovuto prevalentemente al miglioramento delle differenze cambio nette e alle minori imposte da ricondursi ad una minore base imponibile (per effetto dei fenomeni precedentemente descritti) e all'assenza degli impatti del D.L n. 21 del 21 marzo 2022 e successive modifiche, la cosiddetta "tassazione sugli extraprofitti". Le poste non ricorrenti hanno inciso negativamente sul risultato netto del 2023 per 7,3 milioni di Euro e includono la svalutazione di alcune immobilizzazioni in corso.

L'EBITDA comparable di Gruppo del 2023 si è attestato a 669,7 milioni di Euro in decremento rispetto ai 1.136,7 milioni di Euro conseguiti nel 2022. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported, non include il sopracitato deprezzamento delle rimanenze inventariali oil tra inizio e fine periodo, include gli impatti dei derivati su cambi (riclassificati nella gestione caratteristica) ed esclude le poste non ricorrenti. Il risultato in decremento rispetto al 2022 si compone di uno scostamento negativo sia nel segmento "Industrial & Marketing" che nel segmento "Renewables" che verranno meglio declinati nella sezione "Analisi dei Segmenti".

Il Risultato Netto comparable di Gruppo del 2023 è stato pari a 325,4 milioni di Euro, rispetto ad un utile di 709,8 milioni di Euro nell'esercizio precedente, per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto reported. Si ricorda che tra le poste non ricorrenti del Risultato Netto comparable del 2022 era incluso l'impatto della tassazione sugli extra-profitti.

Gli investimenti nel 2023 sono stati pari a 224,4 milioni di Euro, superiori rispetto ai livelli del 2022 (pari a 105,7 milioni di Euro); tale incremento è riconducibile sia alle maggiori attività nel segmento Industrial & Marketing sia alle maggiori attività di sviluppo nel segmento delle Rinnovabili.

COMMENTI AI RISULTATI DI GRUPPO DEL QUARTO TRIMESTRE 2023

Nel quarto trimestre dell'esercizio 2023 i ricavi del Gruppo sono stati pari a 2.975 milioni di Euro rispetto ai 3.871 milioni di Euro realizzati nel quarto trimestre dello scorso esercizio. La variazione è prevalentemente da ricondursi al deprezzamento dei principali prodotti petroliferi ed all'indebolimento del dollaro rispetto all'euro. Dal punto di vista delle principali variabili produttive: le lavorazioni di raffineria sono state pari a 25,2 milioni di barili (+4% vs 2022), le produzioni di energia elettrica non rinnovabile sono state pari a 984 GWh (-9% vs 2022), le produzioni di energia elettrica rinnovabile pari a 105,9 GWh (+56% vs 2022) e le vendite del canale Marketing sono state pari a 796 migliaia di tonnellate (-13% vs 2022).

L'EBITDA reported di Gruppo del quarto trimestre del 2023 è stato pari a 79,5 milioni di Euro, in decremento rispetto ai 115,9 milioni di Euro del quarto trimestre del 2022, da ricondursi in primo luogo alle condizioni di scenario meno favorevoli che si sono tradotte in un decremento del crack del gasolio e della benzina, nell'indebolimento del dollaro verso l'euro ed in maggiori costi di approvvigionamento dei grezzi (incremento dei premi ovvero riduzione degli sconti delle differenti tipologie di grezzo compensato da un decremento del prezzo del grezzo di riferimento Brent Dtd); questi effetti sono stati in parte compensati dalla riduzione del costo dell'energia elettrica nonostante il venir meno dei benefici del Decreto Sostegni Ter. Le performance sono risultate nel complesso leggermente migliori rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Per quanto concerne le valutazioni delle rimanenze inventariali, si segnala che nel quarto trimestre del 2023 hanno subito un deprezzamento di 23,6 milioni di Euro rispetto ad un deprezzamento di 158,0 milioni di Euro realizzato nel medesimo periodo del 2022. Le poste non ricorrenti nel quarto trimestre 2023 hanno avuto un impatto negativo per 1,7 milioni di Euro, rappresentate dalla svalutazione di alcune rimanenze di materiali di consumo, a fronte di un valore negativo per 28,9 milioni di Euro nello stesso periodo del 2022.

Il Risultato Netto reported di Gruppo è stato pari a 40,3 milioni di Euro, rispetto ad un valore di 69,7 milioni di Euro conseguiti nel 2022. In aggiunta a quanto evidenziato a livello di EBITDA, tale scostamento è da ricondursi principalmente all'effetto delle minori imposte correnti nel trimestre. Le poste non ricorrenti hanno inciso negativamente sul Risultato Netto del quarto trimestre del 2023 per 7,3 milioni di Euro ed includono la svalutazione di alcune immobilizzazioni in corso.

L'EBITDA comparable di Gruppo si è attestato a 110,1 milioni di Euro in decremento rispetto ai 319,7 milioni di Euro conseguiti nel quarto trimestre del 2022. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported, non include il sopracitato deprezzamento delle rimanenze inventariali oil tra inizio e fine periodo, include gli impatti dei derivati su cambi (riclassificati nella gestione caratteristica) ed esclude le poste non ricorrenti. La variazione rispetto al quarto trimestre del 2022 si compone di uno scostamento negativo nel segmento "Industrial & Marketing" e di uno leggermente positivo nel segmento "Renewables". Entrambi gli scostamenti saranno meglio declinati nella sezione "Analisi dei Segmenti".

Il Risultato Netto comparable di Gruppo nel quarto trimestre del 2023 è stato pari a 64,7 milioni di Euro rispetto ad un utile di 260,0 milioni di Euro nel medesimo periodo dell'esercizio precedente per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto reported. Si ricorda che tra le poste non ricorrenti del Risultato Netto comparable del 2022 era incluso l'impatto della tassazione sugli extra-profitti.

Gli investimenti nel quarto trimestre del 2023 sono stati pari a 37,4 milioni di Euro sostanzialmente in linea rispetto ai livelli del quarto trimestre del 2022 pari a 39,2 milioni di Euro con attività leggermente inferiori sul segmento "Industrial & Marketing" e leggermente superiori nel segmento "Renewables".

Nelle tabelle successive vengono presentati i dettagli sul calcolo dell'EBITDA comparable e del Risultato Netto comparable per gli esercizi 2023 e 2022, e per il quarto trimestre degli esercizi 2023 e 2022.

EBITDA comparable

Milioni di Euro	FY 2023	FY 2022	Q4/23	Q4/22
EBITDA reported	662,4	1.170,3	79,5	115,9
Utili / (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari	5,7	(9,6)	23,6	158,0
Derivati su cambi	(0,1)	(58,3)	5,2	16,9
Poste non ricorrenti	1,7	34,3	1,7	28,9
EBITDA comparable	669,7	1.136,7	110,1	319,7

Risultato Netto comparable

Milioni di Euro	FY 2023	FY 2022	Q4/23	Q4/22
RISULTATO NETTO reported	313,9	416,9	40,3	69,7
Utili e (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari al netto delle imposte	4,1	(6,9)	17,0	113,9
Poste non ricorrenti al netto delle imposte	7,3	299,8	7,3	76,4
RISULTATO NETTO Comparable	325,4	709,8	64,7	260,0

Posizione Finanziaria Netta

La Posizione Finanziaria Netta al 31 dicembre 2023, ante effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, è risultata positiva per 202,7 milioni di Euro, rispetto alla posizione positiva per 268,6 milioni di Euro riportata al 31 dicembre 2022. Inoltre, la Posizione Finanziaria Netta al 31 dicembre 2023, post effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, è risultata positiva per 166,8 milioni di Euro, rispetto alla posizione positiva per 227,5 milioni di Euro riportata al 31 dicembre 2022.

Nel 2023 è stato registrato un assorbimento di cassa pari a 61 milioni di Euro. Tale assorbimento è da ricondursi al pagamento di tasse per complessivi 384 milioni di Euro (inclusi 170 milioni di Euro effetto del D.L. n. 21 del 21 marzo 2022 e successive modifiche, la cosiddetta tassazione sugli extra-profitti), agli investimenti per 224 milioni di Euro, al pagamento di dividendi per 181 milioni di Euro e di interessi e oneri finanziari per 38 milioni di Euro. Tali esborsi sono stati in parte compensati dalla generazione di cassa della gestione operativa pari a 668 milioni di Euro e dalla riduzione del capitale circolante che ha rilasciato 98 milioni di Euro. La variazione del capitale circolante è riconducibile prevalentemente al decremento dei crediti commerciali e del valore degli inventari in parte compensati dalle dinamiche di rimborso legate al regime dell'Essenzialità.

Nel corso del 2023 sono stati rimborsati finanziamenti bancari per 119 milioni di Euro, riducendo i finanziamenti complessivi a 402 milioni di Euro dei quali circa 88 milioni di Euro è la quota corrente prevista in rimborso nel corso del 2024.

In ultimo si segnala che le disponibilità liquide equivalenti al 31 dicembre 2023 ammontano a 542,7 milioni di Euro.

Milioni di Euro	2023	2022
Finanziamenti bancari a medio e lungo termine	(313,6)	(401,4)
Prestiti obbligazionari a medio e lungo termine	-	-
Altre passività finanziarie a medio e lungo termine	(3,5)	(4,4)
Altre attività finanziarie a medio e lungo termine	3,8	4,1
Posizione finanziaria netta a medio e lungo termine	(313,3)	(401,7)
Finanziamenti bancari correnti	(88,4)	(118,6)
Quota a breve dei finanziamenti bancari a MLT	-	-
Debiti verso banche per c/c passivi	(2,8)	(12,1)
Altre passività finanziarie a breve termine	(37,0)	(22,3)
Fair value derivati e differenziali netti realizzati	53,6	6,6
Altre attività finanziarie	48,0	109,6
Disponibilità liquide ed equivalenti	542,7	707,1
Posizione finanziaria netta a breve termine	515,9	670,3
Totale Posizione Finanziaria Netta ante lease liability ex IFRS 16	202,7	268,6
Debiti finanziari per beni in leasing ex IFRS 16	(35,9)	(41,1)
Totale Posizione Finanziaria Netta post lease liability ex IFRS 16	166,8	227,5

Mercato di riferimento

Il Gruppo Saras opera nel settore della Raffinazione tramite la raffineria di Sarroch, una delle più grandi del Mediterraneo per capacità produttiva (15 milioni di tonnellate/anno), e anche in termini di complessità degli impianti si posiziona tra le migliori in Europa (indice Nelson pari a 11,7). La sua ubicazione sulla costa a Sud-Ovest di Cagliari le conferisce una posizione strategica al centro del Mediterraneo, e assicura prossimità sia con vari paesi fornitori di grezzo sia con i principali mercati di consumo dei prodotti raffinati.

La domanda petrolifera globale nel 2023¹ ha registrato una media di 101,7 mb/g, in crescita rispetto alla media di 99,5 mb/g del 2022. A tale andamento ha contribuito principalmente la crescita più forte del previsto della Cina, con la brusca ripresa postlockdown nel primo semestre dell'anno. In questo contesto, il jet/kerosene è stato il prodotto in più rapida crescita nel 2023, grazie alla riapertura dei cieli cinesi particolarmente rapida alla fine del periodo di restrizioni da lock-down, che ha riportato l'attività aeronautica globale ai livelli del 2019.

Anche i consumi di benzina hanno beneficiato di una crescita sopra le attese del settore terziario, che ha tipicamente più impatto sulla mobilità personale e quindi sulla domanda di benzina. L'aumento dei consumi di benzina si è registrato in particolare negli Stati Uniti, seguiti dalla Cina, Giappone, Corea, Eurozona e Regno Unito, dove si è riscontrata una maggiore differenza tra le performance del settore terziario, rispetto al settore industriale. Il gasolio, dall'altra parte, è stato penalizzato da una produzione globale più stagnante, che ha visto pochi cambiamenti rispetto alle previsioni di crescita per l'anno.

L'offerta globale di petrolio nel 2023 ha raggiunto una media annua di 102 mb/g, in crescita di oltre 2 mb/g, grazie all'aumento della produzione dei paesi non-OPEC, e in particolare di quella statunitense, mentre l'offerta dei paesi OPEC+ è scesa di 390 mila barili al giorno, con la produzione dell'Arabia Saudita in calo di oltre 900 mila barili al giorno in media. Il declino complessivo del blocco è stato parzialmente compensato dall'Iran, esente dai tagli alle forniture, che ha incrementato la produzione al livello più alto degli ultimi cinque anni.

Guardando al settore della raffinazione le lavorazioni globali si sono attestate a una media di 82,3 mb/g, appena al di sotto del livello record del 2018 di 82,5 mb/g.

Guardando anche al dato delle scorte petrolifere globali, i dati IEA di gennaio 2024 riflettono un mercato appena in equilibrio alla fine del 2023, mostrando livelli che si sono portati al minimo degli ultimi 5 anni. In particolare, le scorte globali di distillati medi si sono attestate a fine novembre ai livelli stagionali più bassi dal 1988 e nell'Europa dell'OCSE, hanno raggiunto il livello più basso registrato negli ultimi 16 anni.

Di seguito, si fornisce una breve analisi sull'andamento delle quotazioni del grezzo, sui crack spreads dei principali prodotti raffinati, e sul margine di raffinazione di riferimento ("Reference margin") per il mercato Europeo, che costituisce il contesto principale in cui opera il Gruppo Saras.

1 Valori medi anno	2023	2022	2021
Prezzi e differenziali Grezzo (\$/bl)
Prezzo Brent Datato	82,6	101.5	70,9
Diff. Basrah Medium (CIF Med) vs. Brent Dtd	-3,0	-4,5	-1,7
Diff. Azeri Light (CIF Med) vs. Brent Dtd	5,4	5,3	1,7
Prodotti raffinati (\$/ton)
prezzo ULSD	813,5	1,038.8	579,4
prezzo Benzina 10ppm	845,1	990.5	670,7
prezzo HSFO	422,2	451.6	375,3
Crack spreads (\$/bl)
crack spread ULSD	26,4	37,7	6,8
crack spread Benzina	18,6	17,1	9,5
crack spread HSFO	-15,6	-29.8	-11,3
Altri indicatori di redditività
EMC Reference Margin (\$/bl)	8,2	9,6	-2,0
Cambio USD/EUR	1,082	1,053	1,183

Fonte "Platts" per prezzi e crack spreads, ed "EMC-Energy Market Consultants" per quanto riguarda il margine benchmark "Reference Margin".

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

Nel 2023 il Brent Dtd ha registrato una quotazione media di 82,6 \$/bl (rispetto a una quotazione media di 101,5 \$/bl nel 2022).

¹ Stime IEA, Oil Market Report January 2024

Nella prima metà dell'anno le quotazioni del Brent Dtd sono oscillate tra i 70 e 90 \$/bl, frenate dai timori legati a un rallentamento della crescita economica globale da una parte, ma sostenute dai nuovi tagli alla produzione da parte dei paesi dell'Opec+ Russia dall'altra. Questi nel mese di aprile hanno aggiunto nuovi tagli a quelli annunciati nei mesi precedenti, portando la riduzione complessiva a 1,7Mbl/g, a partire dal mese di maggio fino alla fine del 2023. All'inizio di giugno il cartello ha quindi annunciato di voler estendere i tagli a tutto il 2024, mentre l'Arabia Saudita ha deciso un ulteriore inaspettato taglio per 1Mbl/g, a partire dal mese di luglio e prorogabile di mese in mese in base alle condizioni del mercato. Tali interventi sono risultati determinanti nell'arginare le spinte ribassiste del mercato, stabilizzando le quotazioni del Brent Dtd, che hanno registrato una media pari a 81,3 \$/bl nel primo e a 78,4 \$/bl nel secondo trimestre.

Nel terzo trimestre le quotazioni hanno registrato un rialzo portandosi a una media di 86,8\$/bl per effetto dei tagli OPEC+ e in particolare per la scelta dell'Arabia Saudita di estendere i propri tagli addizionali sino alla fine del 2023, oltre che per un ulteriore taglio da parte della Russia per circa 0,3Mbl/g, anche questo previsto sino alla fine dell'anno. Oltre che per l'offerta ridotta, le quotazioni sono state spinte al rialzo anche dai maggiori consumi della Cina, in particolare riscontrabili nella ripresa del traffico aereo e nel settore petrolchimico, mentre nel periodo estivo l'aumento della domanda è derivato anche da un maggior consumo di petrolio nella generazione di energia elettrica. Infine, nella seconda parte di settembre, le quotazioni hanno registrato un ulteriore rialzo superando i 97\$/bl, sulla scia di inaspettati cali nelle scorte USA.

Nel quarto trimestre del 2023 le quotazioni del Brent hanno invece seguito un trend calante, segnando una media di 84,1 \$/bl e scendendo fino a 73\$/bl a metà dicembre, in un contesto macroeconomico e geopolitico incerto, gravato da timori recessivi per i livelli di inflazione ancora elevata e dalle tensioni derivanti dal nuovo conflitto in Medio Oriente, oltre al perdurare della guerra russo-ucraina. Tali fenomeni hanno ridotto l'effetto dei tagli alla produzione dell'OPEC+Russia.

Per quanto riguarda i grezzi sour (ovvero quelli ad alto tenore di zolfo) nel 2023 il Basrah Medium CIF Med ha registrato uno sconto medio rispetto al Brent Dated pari a -3,0 \$/bl (vs. -4,5\$/bl nel 2022), riducendosi gradualmente nel corso dell'anno, per effetto dei tagli dei paesi produttori dell'OPEC+Russia che tipicamente incidono prevalentemente sui grezzi ad alto contenuto di zolfo.

Se nel primo trimestre 2023, in continuità con una tendenza iniziata nella seconda metà del 2022, lo sconto è stato ampio e pari in media a -7,1\$/bl come conseguenza del calo degli acquisti da parte dei tradizionali compratori asiatici (in particolare Cina e India), che dopo lo scoppio del conflitto russo-ucraino hanno preferito i grezzi russi fortemente scontati, a partire dal secondo trimestre 2023, i tagli produttivi attuati da OPEC+Russia hanno determinato una compressione dello sconto, che si è gradualmente ridotto registrando una media rispettivamente di -3,7\$/bl nel secondo e -1,4\$/bl nel terzo trimestre, sino a portarsi a un premio medio di +0,1\$/bl nel quarto trimestre 2023.

Per quanto concerne i grezzi "sweet" (a basso tenore di zolfo), il premio dell'Azeri Light CIF Med rispetto al Brent Dated nel 2023 si è attestato a una media di +5,4\$/bl (+5,3\$/bl nel 2022).

In particolare, nel primo trimestre i grezzi a basso tenore di zolfo avevano registrato un premio robusto, in media pari a +6,2\$/bl, in continuità con una tendenza già emersa nel 2022, grazie al supporto derivante dagli elevati margini di benzina e gasolio. Nel secondo trimestre, il premio della materia a basso zolfo ha risentito della flessione dei distillati medi e, nonostante l'andamento resiliente della benzina, ha registrato una media di +4,6\$/bl, riavvicinandosi alle medie storiche. Nella seconda metà dell'anno il premio dell'Azeri Light CIF Med si è risollevato con una media pari a +4,9\$/bl nel terzo e a +5,8\$/bl nel quarto trimestre, supportato principalmente dalla forza dei distillati medi e dalla ripresa delle quotazioni della nafta. Inoltre, le quotazioni CIF dei noli cross – Med hanno risentito tra ottobre e novembre del rialzo dei noli nell'area del Mediterraneo.

"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 2023 ha registrato una media pari a 18,6\$/bl rispetto alla media di 17,1\$/bl nel 2022, mostrando estrema forza rispetto alle medie storiche.

Nel primo trimestre, il crack della benzina è stato molto elevato e pari in media a +19,2 USD/bl, grazie a un livello di consumi particolarmente resiliente nonostante l'incerto contesto macroeconomico. Tale forza si è confermata nel secondo trimestre, con una media pari a +20,5 \$/bl, e picchi di oltre 26 \$/bl a metà giugno: la driving season nel bacino atlantico, insieme alla minor produzione per le manutenzioni primaverili in Europa in USA, hanno contribuito a mantenere le scorte a livelli molto inferiori alle medie storiche. Il crack della benzina ha inoltre beneficiato di una generalizzata carenza di componenti alto-ottaniche sul mercato, nonostante vi siano stati vari tentativi di bilanciamento tramite flussi record di alchilato indiano verso la costa atlantica degli Stati Uniti.

Nel terzo trimestre il crack della benzina ha registrato un ulteriore rialzo e una media pari a 24,9\$/bl, influenzato dal persistere di limitazioni produttive, dovute sia a fermate programmate sia a fuori servizio imprevisti, e anche alle elevate temperature estive, che nel bacino del Mediterraneo hanno impedito ad alcune raffinerie di lavorare a piena capacità. Nel quarto trimestre, il crack della benzina si è riportato a valori più in linea con le medie storiche, in decisa flessione segnando una media di +9,7\$/bl, per la fine della "driving season" e il passaggio alle specifiche invernali che consentono l'incasso di componenti più economici come nafta e butano e aumentano quindi i volumi di benzina disponibili.

Il crack del diesel (ULSD) nel 2023 ha registrato una media di 26,4\$/bl, rispetto alla media di 37,7\$/bl nel 2022.

In particolare, nel primo trimestre la media è stata pari a +30,6\$/bl, elevata se pur in ridimensionamento rispetto ai valori del 2022. principalmente per un rallentamento della domanda del settore industriale, frenata dalle pressioni inflazionistiche, e per l'offerta di distillati medi che si è rivelata particolarmente robusta. Anche le temperature invernali più miti hanno ridotto i consumi di gasolio per uso riscaldamento. La disponibilità di prodotto è stata poi sufficiente a scongiurare il temuto "corto" di mercato derivante dall'embargo alla Russia: i paesi europei sono riusciti a garantirsi livelli di scorte elevati, anche grazie agli ingenti flussi di importazioni dai principali paesi asiatici non aderenti all'embargo (India, Cina e Turchia). Durante il secondo trimestre, il crack del diesel è sceso ancora, con una media pari a +16,8\$/bl, toccando livelli pre-conflitto (circa 10\$/bl) ad aprile, penalizzato sia dagli elevati volumi di importazione sia dall'indebolimento della domanda.

Solo a giugno, la ripartenza dell'economia cinese e la conseguente riduzione delle esportazioni verso l'Europa hanno consentito al mercato europeo di smaltire le scorte in eccesso, e il crack ULSD si è riportato a circa 20\$/bl. Nel terzo trimestre del 2023 il crack del diesel si è nuovamente rafforzato, registrando una media molto elevata e pari a 31,3\$/bl. La forte ripresa rispetto al trimestre precedente (+86%), è seguita a una riduzione nei livelli di produzione: come nel caso della benzina, una serie di fermate impreviste in Europa, e una riduzione nelle prestazioni operative delle raffinerie nell'area del Mediterraneo alle prese con le elevate temperature dei mesi estivi, hanno ridotto i livelli delle scorte disponibili. A ciò si sono aggiunti i tagli produttivi OPEC+Russia che hanno limitato la disponibilità di grezzi ad alto contenuto di zolfo, utilizzati nella produzione di diesel. A metà settembre, inoltre, il Governo russo ha bloccato le esportazioni di prodotti petroliferi per calmierarne i prezzi nel mercato domestico, aggiungendo pressione al rialzo al crack ULSD in Europa, che si è portato oltre i 40\$/bl. Infine, anche la ripresa del traffico aereo internazionale e i consumi di jet fuel hanno supportato i distillati medi a partire dal periodo estivo, in particolare con la riapertura della Cina dopo il lungo periodo di restrizioni Covid. Nel quarto trimestre, la normalizzazione dei livelli produttivi e i minori consumi rispetto al previsto di gasolio a uso riscaldamento hanno ridotto leggermente il crack che in media si è attestato a 27,0\$/bl.

Il crack del VLSFO nel 2023 ha registrato uno sconto medio di -1,8\$/bl (rispetto a un premio medio di +2,5\$/bl nel 2022), con un andamento molto variabile nel corso dell'esercizio, rimanendo in media a livelli negativi a causa di un generale rallentamento del traffico marittimo rispetto all'esercizio precedente.

Nel primo trimestre, la media si è attestata a -0,2\$/bl, in apprezzamento rispetto alla fine del 2022, per un minore volume di importazioni dal Medio Oriente (dovuto in particolare alla prolungata interruzione produttiva della raffineria di Al Zour in Kuwait). Inoltre, la forte marginalità della benzina, ha indotto molte raffinerie a destinare il residuo Light Sweet al ciclo cracking (FCC) e alla produzione di distillati leggeri, piuttosto che utilizzarlo nelle formulazioni VLSFO. Sebbene tale fenomeno abbia trovato conferma anche nel secondo e terzo trimestre, nel mese di aprile il crack del VLSFO si è nuovamente indebolito, portando la media del secondo trimestre a -2,4 \$/bl e in continuità, a -2,3\$/bl quella del terzo trimestre. Anche nel quarto trimestre, il crack medio è stato simile e pari a -2,2\$/ton. Nonostante la media costante, l'andamento del crack è stato molto altalenante nel corso dell'anno, e ha toccato valori intorno lo zero a luglio e ad agosto sino a tornare a valori positivi tra novembre e dicembre, anche per effetto della flessione del Brent e della maggiore inerzia del mercato dell'VLSFO nell'adeguarsi. Nonostante la volatilità la media del crack nel corso dell'anno si è mantenuta comunque in territorio negativo, a causa del generale rallentamento del traffico marittimo con un conseguente calo della domanda.

Il crack dell'olio combustibile ad alto contenuto di zolfo (HSFO) nel 2023 ha registrato una media di -15,6\$/bl, (vs. -30,0\$/bl nel 2022), con forti differenze nei vari trimestri. Nello specifico, in un contesto depresso per i grezzi ATZ, il crack HSFO ha registrato una media di -25,3\$/bl nel primo trimestre, nonostante una domanda resiliente da parte delle navi dotate di scrubber (che consente l'utilizzo di HSFO a scapito del più costoso VLSFO), nei traffici navali "East of Suez". Nel secondo trimestre invece, il crack HSFO ha registrato un forte apprezzamento, segnando una media pari a -13,5\$/bl, per i tagli produttivi OPEC+Russia, specificamente indirizzati ai grezzi ad alto zolfo. Ulteriore supporto è derivato dall'incremento di domanda di olio combustibile per la generazione di energia elettrica in Medio Oriente e in talune parti dell'Asia. Nel terzo trimestre il crack dell'HSFO si è ulteriormente apprezzato, segnando una media di -6,5\$/bl, visto l'intensificarsi dei tagli OPEC+Russia, il protrarsi dell'utilizzo dell'olio combustibile per la generazione di energia elettrica in Medio Oriente e Asia, e anche della riduzione di capacità operativa delle raffinerie (circa -20%) a causa delle temperature estremamente elevate. Nel quarto trimestre, il crack dell'olio combustibile HS ha subito una marcata flessione registrando una media di -17,1\$/bl, principalmente a causa del maggior utilizzo di VLSFO, a scapito del HSFO, nella generazione di energia elettrica in alcune regioni mediorientali. Tale circostanza, insieme ad un incremento di produzione in Canada, ha dato luogo ad un mercato "lungo" di HSFO e un conseguente incremento delle scorte.

Marketing

In Italia, secondo i dati analizzati da Unione Energie per la Mobilità (UNEM) dalla fonte "Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica – DGI", nel 2023 i consumi totali si sono ridotti dell'1,5% rispetto al 2022, in larga parte a causa della forte flessione della petrolchimica (-488 kton) e nonostante il sostegno derivante dalla mobilità stradale e la ripresa del trasporto aereo che insieme hanno superato di quasi 650 kton i volumi dello scorso anno.

I consumi di carburanti autotrazione (benzina + gasolio) nel 2023 sono risultati pari a 31,5Mton, in lieve flessione (-0,5%) rispetto al 2022, ma superiori di circa 350 kton rispetto al livello pre-pandemico. In particolare, rispetto al 2022, la benzina ha mostrato un incremento del 3,8%; mentre, il gasolio autotrazione ha evidenziato un calo dell'1,9%. La divaricazione fra le tendenze dei due carburanti, oltre agli aspetti congiunturali, fra cui le dinamiche economiche in rallentamento e l'effetto prezzi, riflette anche un fattore strutturale – ovvero, il progressivo passaggio dei consumi automobilistici privati dal gasolio alla benzina, a vantaggio delle vetture ibride con motore a benzina. Inoltre, i volumi di benzina beneficiano di una sempre più ampia fascia di utilizzatori anche tra gli operatori professionali (taxi, agenti di commercio, etc). In crescita significativa invece rispetto al 2022, sono stati i consumi nel 2023 di jet avio che ha continuato il suo recupero verso i livelli pre-pandemia con un aumento del 21,2% rispetto allo stesso periodo del 2022.

In Spagna, i dati compilati da CORES, mostrano che nel 2023 il consumo di carburanti stradali è in generale diminuito del -1,1% rispetto al 2022, con una crescita significativa della domanda di benzina (+5,4%) e una riduzione di quella di gasolio auto (-2,8%). Tali andamenti sono spiegati principalmente dalle tendenze in atto nel mercato spagnolo, dove, come in Italia, oltre all'aumento delle vetture ibride con motore endotermico a benzina, è più evidente la sostituzione del gasolio fossile con prodotto di origine vegetale (HVO, biodiesel) – fenomeno che invece, al momento, non si sta verificando con le benzine.

Energia elettrica e CO2

Nel 2023 il PUN ha riportato una quotazione media di 127 €/MWh rispetto a una media di 303 €/MWh nel 2022.

Più nel dettaglio, la quotazione media del PUN nei primi sei mesi del 2023 è stata pari a 136 €/MWh, con un andamento in progressiva flessione in scia alla tendenza registrata dal gas naturale, che ha avuto un netto calo rispetto alla media registrata nella seconda parte dello scorso anno. Infatti, la quotazione media del primo trimestre è stata di 157€/MWh, mentre nel secondo trimestre è ulteriormente calata a 115 €/MWh. Nel complesso, la flessione delle quotazioni del gas naturale rispetto ai livelli dello scorso anno, va ricondotta alle elevate importazioni di gas naturale liquefatto (LNG) in sostituzione dei ridotti flussi via pipeline dalla Russia, e ai minori consumi rispetto alle medie storiche stagionali nella prima parte dell'anno, a fronte dell'inverno particolarmente mite e della maggiore attenzione ai risparmi energetici da parte sia dei privati che delle utenze industriali europee (che ha comportato un'effettiva riduzione del fabbisogno, stimata in circa il 20%). Nel terzo trimestre del 2023 il PUN ha mantenuto un andamento stabile con media pari a 113 €/MWh. Anche in questo trimestre, l'andamento si è allineato a quello dei prezzi del gas naturale che ha trovato una discreta stabilità grazie agli aumenti produttivi in Norvegia e Algeria. Nell'ultimo trimestre dell'anno, in linea con l'andamento delle quotazioni del gas naturale, la cui domanda è cresciuta anche per uso riscaldamento, il PUN ha registrato un aumento di circa il 9%. La media si è quindi attestata a 124 €/MWh.

Passando alle quotazioni EUA dei permessi Europei per le emissioni di anidride carbonica, nel 2023 la quotazione media si è attestata a 84 €/ton (vs. circa 81 €/ton nel 2022). Mentre nei primi nove mesi le quotazioni si sono mantenute stabili intorno agli 85 €/ton, nel quarto trimestre queste sono scese di circa il 10%, portandosi a circa 76 €/ton, principalmente a fronte del rallentamento economico registrato nell'area Euro.

Margini Saras Industrial & Marketing e Margine di Riferimento EMC

Per quanto concerne l'analisi della redditività del segmento Industrial & Marketing, Saras utilizza come riferimento il margine 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.

In funzione del contesto di mercato descritto nel paragrafo precedente, nel 2023 l'EMC Reference Margin si è attestato a una media di 8,2\$/bl (vs una media di 9,6\$/bl nel 2022). Il margine Saras è stato pari a 12,2\$/bl (16,4\$/bl nell'esercizio precedente), evidenziando un premio di 4,0\$/bl (vs. +6,8\$/bl nel 2022).

Per comprendere correttamente i fattori che influenzano le variazioni del premio Saras, è opportuno ricordare alcuni aspetti:

• 1. L'EMC Reference Margin è calcolato con una lavorazione di grezzo valorizzata al 100% con le quotazioni del Brent. Al contrario, Saras acquista una grande varietà di grezzi, ciascuno con il relativo differenziale di costo (premio o sconto) rispetto al Brent. Ogni trimestre, in funzione delle variazioni di scenario petrolifero, i differenziali di ogni qualità di grezzo rispetto al Brent si modificano. Il combinato disposto delle fluttuazioni di tutti i differenziali dei grezzi acquistati da Saras, ponderati con i rispettivi volumi di acquisto, influisce quindi sul margine effettivamente realizzato da Saras nel periodo, mentre non ha alcuna influenza sul EMC Reference Margin, che dipende solo dalla quotazione del Brent.
• 1. In secondo luogo, le rese di prodotti raffinati presenti nel EMC Reference Margin rappresentano il bilanciamento tipico tra light, middle ed heavy distillates di una raffineria costiera Mediterranea di complessità media, e includono quindi anche una quota non trascurabile di olio combustibile ad alto zolfo (HSFO); non includono invece alcuna produzione di energia elettrica. Al contrario, il margine Saras include la vendita di energia elettrica dell'IGCC, che attualmente avviene

in regime di Essenzialità, e non include invece un contributo significativo dall'HSFO, in quanto generalmente non prodotto dalla raffineria di Sarroch (tranne che in situazioni temporanee come, ad esempio, durante le fermate per manutenzione).

Per quanto sopra, il premio Saras rispetto all'EMC Reference realizzato nel 2023 è risultato inferiore rispetto al premio realizzato nel 2022, in quanto nel 2023 si è avuto un apprezzamento dell'HSFO (che ha avvantaggiato solo il margine EMC Reference, ma non il margine Saras), e durante l'esercizio si è registrato un progressivo e significativo apprezzamento della materia ad alto zolfo (che, come poc'anzi ricordato non ha avuto alcune effetto sull'EMC Reference, ma penalizzato tutte le raffinerie complesse ad elevata conversione, come quella del Gruppo Saras). Inoltre, il premio Saras 2023 è stato impattato dalle performance produttive inferiori rispetto al 2022, anche per effetto dell'evento esterno di blackout non imputabile alla Società. Infine, il premio ha risentito della cessazione del decreto sostegni TER a partire dal 1° luglio 2023. Tale decreto aveva ridotto i costi variabili energetici Saras per l'intero anno 2022, mentre la sua proroga (e la conseguente riduzione dei costi) ha interessato solo il primo semestre del 2023.

Qualora si volesse calcolare un margine EMC reference "adjusted", rettificato da soli effetti di mercato relativi a HSFO e differenziali grezzi poc'anzi descritti, esso varrebbe 7,2\$/bl per l'intero 2023; in tal caso, il premio Saras sarebbe pari a 5,0\$/bl, così come mostrato nel grafico seguente.

Relativamente all'ultimo trimestre 2023, l'EMC Reference Margin si è attestato a una media di 6,2\$/bl (vs una media di 13,3\$/bl in Q4/22). Il margine Saras è stato pari a 9,2 \$/bl (17,5\$/bl nello stesso periodo dell'esercizio precedente), evidenziando un premio di +3,0\$/bl (4,2\$/bl nel Q4 del 2022). Il premio nel quarto trimestre è stato inferiore rispetto a quello del quarto trimestre 2022 prevalentemente per gli stessi fenomeni menzionati in precedenza.

ANALISI DEI SEGMENTI

Il segmento denominato "Industrial & Marketing" include tutte le attività relative alla raffinazione ed alla generazione di energia elettrica nonché le attività relative al "Marketing". Mentre iI segmento "Renewables" include le attività precedentemente incluse nel segmento "Wind" che è stato rinominato in vista di potenziali sviluppi nell'ambito del fotovoltaico e idrogeno verde.

INDUSTRIAL & MARKETING

Il sito produttivo di Sarroch, posto sulla costa a Sud-Ovest di Cagliari, è costituito da una delle più grandi raffinerie del Mediterraneo per capacità produttiva e per complessità degli impianti, perfettamente integrato con un impianto IGCC (gasificazione a ciclo combinato). Il sito è collocato in una posizione strategica al centro del Mediterraneo e ha una capacità nominale di lavorazione di 15 milioni di tonnellate/anno e una capacità di generazione elettrica installata di 575 MW. Si ricorda che, per quanto concerne le attività di generazione di energia elettrica nel 2023, in seguito alla delibera 740/2022 del 30 dicembre 2022 l'ARERA ha accolto la richiesta di ammissione al regime di reintegrazione dei costi per la centrale Sarlux, iscritta da TERNA nell'elenco degli impianti essenziali per il sistema elettrico per il 2023.

Milioni di Euro	FY 2023	FY 2022	Var %	Q4/23	Q4/22	Var %
EBITDA reported	638,9	1132,5	-44%	68,0	105,1	-35%
EBITDA comparable	646,2	1098,9	-41%	98,6	308,9	-68%
di cui: relativo al canale Marketing	60,4	55,0	10%	15,5	13,8	12%
EBIT reported	438,2	935,8	-53%	5,7	43,1	-87%
EBIT comparable	453,9	915,4	-50%	44,7	260,1	-83%
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI	178,4	86,8	106%	22,0	26,3	-17%

Margini e lavorazioni

		FY 2023	FY 2022	Var %	Q4/23	Q4/22	Var %
LAVORAZIONE GREZZI	migliaia di tons	12.885	13.168	-2%	3.456	3.339	4%
	milioni di barili	94,1	96,1	-2%	25,2	24,4	4%
	migliaia barili/giorno	258	263	-2%	274	265	4%
CARICHE COMPLEMENTARI	migliaia di tons	630	1.040	-39%	123	247	-50%
PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA	GWh	3.550	4.100	-13%	984	1.081	-9%
VENDITE TOTALI	migliaia di tons	3.213	3.659	-12%	796	910	-13%
di cui: in Italia	migliaia di tons	2.227	2.412	-8%	566	604	-6%
di cui: in Spagna	migliaia di tons	986	1.247	-21%	230	306	-25%
TASSO DI CAMBIO	EUR/USD	1,082	1,053	3%	1,076	1,021	5%
EMC Reference Margin	\$/bbl	8,2	9,6	-14%	6,2	13,3	-53%
MARGINE SARAS IND & MKTG	\$/bbl	12,2	16,4	-26%	9,2	17,5	-48%

Commenti ai risultati dell'esercizio 2023

La lavorazione di grezzo nel 2023 è stata pari a 12,89 milioni di tonnellate (94,1 milioni di barili, corrispondenti a 258 mila barili/giorno) inferiore rispetto ai livelli produttivi consuntivati nel 2022. Le lavorazioni sono state penalizzate da un piano manutentivo più oneroso e da eventi generati anche da cause esterne, non imputabili alla Società, che hanno penalizzato le produzioni del secondo e terzo trimestre.

La produzione di energia elettrica è stata pari a 3.550 GWh in decremento del 13% rispetto al 2022, prevalentemente in ragione degli stessi motivi che hanno penalizzato la lavorazione anche considerando la fermata pluriennale dell'impianto IGCC svolta nel secondo trimestre.

L'EBITDA comparable nel 2023 è stato pari a 646,2 milioni di Euro, con un margine Saras Industrial & Marketing pari a + 12,2 \$/bl all'interno del quale il contributo del canale Marketing è pari a 0,9 \$/bl (come di consueto, già al netto dell'impatto derivante dall'attività manutentiva svolta nel periodo). Tale risultato si confronta con un EBITDA comparable di 1.098,9 milioni di Euro e un margine Saras Industrial & Marketing pari a +16,4 \$/bl (all'interno del quale il contributo del canale Marketing è stato di 0,8 \$/bl) dell'esercizio precedente.

Per quanto concerne le condizioni del mercato, pur in un contesto di marginalità ancora elevata e superiore alle medie storiche, l'impatto dello scenario è stato meno favorevole rispetto al 2022 con un delta negativo per ca. 571 milioni di Euro; tale negatività è principalmente da ascriversi alla significativa riduzione del crack del gasolio, all'incremento dei premi delle differenti qualità dei grezzi ed all'indebolimento del dollaro, che sono state solo in parte compensate dall'incremento del crack della benzina e dalla riduzione del prezzo del grezzo di riferimento Brent Dtd.

Dal punto di vista delle prestazioni complessive nel 2023 queste, se confrontate con il 2022, sono risultate superiori per ca. 47 milioni di Euro. In particolare:

• Le attività commerciali (che includono l'approvvigionamento di grezzi e di materie prime complementari, la vendita dei prodotti finiti, i costi di noleggio delle petroliere, e la gestione degli inventari, ivi incluse le scorte d'obbligo) hanno apportato un contribuito superiore per 92 milioni di Euro rispetto al 2022. Tale risultato è da ricondursi al minore impatto negativo dei derivati effettuati sugli acquisti e sulle coperture inventariali, che nel corso del 2022 avevano sofferto degli effetti indotti dalla struttura di mercato in forte backwardation;
• La programmazione della produzione (che consiste nell'ottimizzazione del mix dei grezzi portati in lavorazione, nella gestione dei semi-lavorati, e nella produzione di prodotti finiti, ivi inclusi quelli con formulazioni speciali) ha apportato un contributo inferiore per ca. 26 milioni di Euro rispetto all'esercizio precedente. Tale differenza è riconducibile alle mutate condizioni di mercato che hanno determinato una minore disponibilità di grezzi come conseguenze del conflitto russo ucraino e dei tagli produttivi del OPEC+Russia e da un peggioramento delle qualità di alcune tipologie di grezzi;
• L'esecuzione delle attività produttive (che tiene conto delle penalizzazioni legate alla manutenzione, sia programmata che non, e dei maggiori consumi rispetto ai limiti tecnici di talune "utilities" come ad esempio l'olio combustibile, il vapore, l'energia elettrica e il fuel gas, nonché dei rimborsi dell'Essenzialità) al netto degli effetti indotti dai differenti livelli di marginalità unitaria tra i due periodi ha apportato un contributo inferiore per ca. 19 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale impatto è da ricondursi da una parte agli effetti dei maggiori interventi manutentivi programmati rispetto all'esercizio precedente e dall'altra agli impatti degli eventi causati anche da fenomeni esterni che hanno interessato il sito in particolare nel secondo e terzo trimestre dell'anno.

I costi variabili di natura industriale, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, nel 2023 sono stati inferiori per 76 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo del 2022. L'energia elettrica ha contribuito con una riduzione di costo di 51 milioni di Euro, imputabile alla forte riduzione del prezzo unitario dell'energia che più che compensa la riduzione dei benefici del Decreto Sostegni Ter, il cui contributo nel 2023 è stato di ca. 32 milioni di Euro. Le emissioni di anidride carbonica hanno contribuito con una riduzione di costo di 24 milioni di Euro, dovuta al decremento delle emissioni anche per effetto della fermata pluriennale degli impianti di generazione elettrica effettuata nel secondo trimestre e all'incremento delle allocazioni gratuite assegnate. La quota di costo restante è riconducibile al minor costo dell'azoto la cui tariffa ha beneficiato della forte riduzione dei prezzi dell'energia elettrica, compensato da un maggior costo per controstallie.

Nel 2023 i costi fissi industriali, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, registrano un incremento di ca. 11 milioni di Euro rispetto all'anno precedente. I costi sono aumentati principalmente per un piano manutentivo più oneroso e per maggiori attività manutentive non pianificate oltre che per il personale (incrementi legati al CCNL e nuovi accordi contrattuali), le assicurazioni e l'effetto dei fenomeni inflattivi.

Nel 2023 il contributo del canale Marketing all'interno dell'EBITDA comparable è risultato pari a 60,4 milioni di Euro, rispetto ai 55,0 milioni di Euro registrati nel 2022. Tale scostamento è dovuto prevalentemente ai maggiori margini delle vendite realizzate in Italia ed in misura minore in Spagna, nonostante la riduzione dei volumi venduti in entrambi i Paesi. Si ricorda che tale contributo va considerato congiuntamente a quello industriale in ragione del forte coordinamento tra le competenze tecniche e commerciali su cui poggia il modello di business del Gruppo.

Commenti ai risultati del quarto trimestre 2023

La lavorazione di grezzo nel quarto trimestre del 2023 è stata pari a 3,46 milioni di tonnellate (25,2 milioni di barili, corrispondenti a 274 mila barili/giorno) superiore del 4% rispetto al quarto trimestre del 2022 prevalentemente per le minori attività manutentive realizzate nel periodo.

La produzione di energia elettrica è stata pari a 984 GWh inferiore del 9% rispetto al quarto trimestre del 2022 per maggiori interventi manutentivi sull'impianto IGCC in un contesto di analoghi assetti produttivi richiesti dal Regime dell'Essenzialità.

L'EBITDA comparable nel quarto trimestre del 2023 è stato pari a 98,6 milioni di Euro, con un margine Saras Industrial & Marketing pari a +9,2 \$/bl all'interno del quale il contributo del canale Marketing è pari a 0,9 \$/bl (come di consueto, già al netto dell'impatto derivante dall'attività manutentiva svolta nel periodo). Tale risultato si confronta con un EBITDA comparable di 308,9 milioni di Euro e un margine Saras Industrial & Marketing pari a +17,5 \$/bl (all'interno del quale il contributo del canale Marketing è stato di 0,8 \$/bl) nel medesimo trimestre dell'esercizio precedente.

Per quanto concerne le condizioni del mercato, pur in un contesto di marginalità ancora elevata e superiore alle medie storiche, l'impatto dello scenario è stato meno favorevole rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente con un delta negativo di ca. 225 milioni di Euro; tale scostamento è principalmente da ascriversi alla riduzione del crack del gasolio e della benzina, all'incremento dei premi delle differenti qualità dei grezzi ed all'indebolimento del dollaro, che sono state solo in parte compensate dalla riduzione del prezzo del grezzo di riferimento Brent Dtd.

Dal punto di vista delle prestazioni complessive nel quarto trimestre del 2023 queste, se confrontate con il medesimo periodo del 2022, sono risultate superiori per ca. 18 milioni di Euro. In particolare:

• Le attività commerciali (che includono l'approvvigionamento di grezzi e di materie prime complementari, la vendita dei prodotti finiti, i costi di noleggio delle petroliere, e la gestione degli inventari, ivi incluse le scorte d'obbligo) hanno apportato un contribuito superiore per 22 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale risultato è da ricondursi al minore impatto negativo dei derivati effettuati sugli acquisti e gli inventari, che nel corso del quarto trimestre del 2022 avevano sofferto degli effetti indotti dalla struttura di mercato in forte backwardation.
• La programmazione della produzione (che consiste nell'ottimizzazione del mix dei grezzi portati in lavorazione, nella gestione dei semi-lavorati, e nella produzione di prodotti finiti, ivi inclusi quelli con formulazioni speciali) ha apportato un contributo inferiore per ca. 6 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale differenza è riconducibile in parte alle mutate condizioni di mercato che hanno determinato una minore disponibilità di grezzi come conseguenze del conflitto russo ucraino e dei tagli produttivi del OPEC+ e da un peggioramento delle qualità di alcune tipologie di grezzi.
• L'esecuzione delle attività produttive (che tiene conto delle penalizzazioni legate alla manutenzione, sia programmata che non e dei maggiori consumi rispetto ai limiti tecnici di talune "utilities" come ad esempio l'olio combustibile, il vapore, l'energia elettrica e il fuel gas, nonché dei rimborsi dell'Essenzialità) al netto degli effetti indotti dai differenti livelli di marginalità unitaria tra i due periodi, ha apportato un contributo superiore per ca. 2 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale impatto è da ricondursi principalmente ad un piano manutentivo meno oneroso nonostante il completamento degli interventi resisi necessari a seguito dei fenomeni esterni che hanno interessato il sito nel secondo e terzo trimestre dell'anno.

I costi variabili di natura industriale, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, nel quarto trimestre del 2023 sono stati superiori per 1 milione di Euro rispetto al medesimo periodo del 2022. L'energia elettrica ha contribuito con un aumento di costo di 19 milioni di Euro, imputabile principalmente al venire meno dei benefici del Decreto Sostegni Ter compensati dalla forte riduzione del prezzo unitario dell'energia. Le emissioni di anidride carbonica hanno contribuito con una riduzione di costo di 12 milioni di Euro, dovuta al decremento delle emissioni e all'incremento delle allocazioni gratuite assegnate. La quota di riduzione di costo restante per 6 milioni di Euro è riconducibile al minor costo per catalizzatori e chemicals e dell'azoto la cui tariffa ha beneficiato della sopracitata forte riduzione dei prezzi della energia elettrica.

Nel quarto trimestre del 2023 i costi fissi industriali, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, registrano un incremento di ca. 4 M€ rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. I costi sono aumentati principalmente per maggiori attività manutentive non pianificate oltre che per effetto dei fenomeni inflattivi.

Nel quarto trimestre del 2023 il contributo del canale Marketing all'interno dell'EBITDA comparable è risultato pari a 15,5 milioni di Euro, superiore rispetto ai 13,8 milioni di Euro registrati nel quarto trimestre del 2022. Tale scostamento è dovuto prevalentemente ai maggiori margini generati in Italia e Spagna.

Grezzi lavorati e rese di prodotti finiti

Il mix dei grezzi che la raffineria di Sarroch ha lavorato nel 2023 ha una densità media di 33,3°API, più leggera rispetto a quella del mix portato in lavorazione nel 2022. Tale alleggerimento è generato da un incremento della lavorazione di grezzi a bassissimo tenore di zolfo ("light extra sweet") a scapito del complesso di quelli a più alto contenuto di zolfo "medium sour". Tale andamento è da ricondursi alla differente disponibilità dell'impianto di gassificazione che ha effettuato la fermata generale nel 2023; ciò ha indotto ad ottimizzare la lavorazione con grezzi light sweet caratterizzati da maggiori rese in distillati leggeri e medi. Lo scambio da materia medium sour verso heavy sour è invece legato alla differente situazione geopolitica che ha ridotto la disponibilità di materia medium sour (in particolare di origine medio orientale) dalla seconda metà dell'anno 2022.

		FY 2023	FY 2022	Q4/23
Light extra sweet		47%	43%	46%
Light sweet		10%	10%	9%
Medium sweet/extra sweet		1%	1%	3%
Medium sour		1%	10%	3%
Heavy sour/sweet		40%	36%	39%
Densità media del grezzo	°API	33,3	32,8	32,9

Per quanto concerne le rese di prodotti finiti, si può riscontrare che nel 2023, coerentemente con gli assetti produttivi caratterizzati dalle fermate di alcuni impianti, le rese percentuali in distillati medi si sono ridotte in favore di maggiori produzioni di semilavorati, fuel oil e nafta.

		FY 2023	FY 2022	Q4/23
GPL	migliaia di tons	266	269	55
	resa (%)	2,0%	1,9%	1,5%
NAPHTHA	migliaia di tons	651	525	175
	resa (%)	4,1%	3,7%	4,2%
BENZINE	migliaia di tons	2.967	3.207	732
	resa (%)	22,6%	22,6%	21,1%
DISTILLATI MEDI	migliaia di tons	6.557	7.344	1.795
	resa (%)	48,5%	51,7%	50,1%
OLIO COMBUSTIBILE 0,5% ZOLFO	migliaia di tons	940	716	247
	resa (%)	7,0%	5,0%	6,9%
ALTRO	migliaia di tons	1.396	1.343	410
	resa (%)	10,3%	9,5%	11,5%

Nota: Il complemento a 100% della produzione è costituito dai "Consumi e Perdite" delle attività di raffinazione

Renewables

Il Gruppo Saras è storicamente attivo nella produzione e vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la controllata Sardeolica Srl, che gestisce un parco eolico ubicato ad Ulassai e Perdasdefogu (Sardegna) e, a far data dall'esercizio 2021 attraverso le neoacquisite Energia verde Srl ed Energia Alternativa Srl, proprietarie di due parchi eolici situati a Macchiareddu (Cagliari).

Nell'esercizio 2023 la produzione da fonti rinnovabili della Saras è stata pari a 298.082 MWh, che corrispondono al fabbisogno elettrico annuale di circa 208.013 persone. L'aver sfruttato la fonte eolica rinnovabile ha quindi consentito il risparmio di 381.791 barili di petrolio, con la conseguente riduzione delle emissioni di CO2 per circa 193.158 tonnellate. Inoltre, cumulativamente, nel periodo che decorre dalla sua entrata in esercizio fino al 31 dicembre del 2023, la produzione di energia elettrica del parco ha raggiunto 3.499.607 MWh.

Milioni di Euro		FY 2023	FY 2022	Var%	Q4/23	Q4/22	Var%
EBITDA Reported		23,5	37,8	-38%	11,5	10,8	6%
EBITDA comparable		23,5	37,8	-38%	11,5	10,8	6%
EBIT Reported		14,7	29,9	-51%	9,2	9,4	-2%
EBIT comparable		14,7	29,9	-51%	9,2	9,4	-2%
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI		46,0	18,9	143%	15,4	12,9	20%
		FY 2023	FY 2022	Var%	Q4/23	Q4/22	Var %
PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA	GWh	298,1	273,4	9%	105,9	67,7	56%
TARIFFA ELETTRICA	EUR/MWh	102,6	158,3	-35%	115,8	125,0	-7%
TARIFFA INCENTIVO	EUR/MWh	0,0	42,8	n.a	0,0	42,8	n.a

Mercato di riferimento

Il 14 luglio 2021 la Commissione europea ha adottato il pacchetto "Fit for 55" con cui è stato fissato per L'Unione europea il target di riduzione minima delle emissioni di CO2 del 55% al 2030 rispetto al 1990. Il pacchetto "Fit for 55" fa parte del Green Deal europeo, che mira a porre l'UE sulla strada della neutralità climatica entro il 2050.

Un elemento chiave del pacchetto "Fit for 55" è la revisione della direttiva sulle energie rinnovabili (REDII), per favorire il raggiungimento da parte dei paesi UE del nuovo obiettivo di riduzione del 55% di gas a effetto serra. L'obiettivo della RED II è promuovere e aumentare il ricorso alle risorse rinnovabili nel mix energetico dell'Unione. Nell'ambito di REDII, l'UE è tenuta a garantire che almeno il 32% del suo consumo di energia provenga da fonti di energia rinnovabile (FER) entro il 2030.

Il 31 ottobre 2023 è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale Europea, in modifica della RED II, la nuova direttiva sulle energie rinnovabili, la RED III, che ha elevato l'obiettivo di quota vincolante di rinnovabili nel consumo finale di energia dell'UE al 42,5% entro il 2030, con l'impegno anche più stringente tra gli stati membri di raggiungere però il 45%, in linea con il piano REPowerEU presentato a maggio 2022 da Bruxelles. Da quella data ogni Stato membro dell'Unione Europea avrà 18 mesi di tempo per recepire la Direttiva e adeguarsi.

La Direttiva prevede lo snellimento delle procedure per la concessione di permessi per nuovi impianti di energia rinnovabile, come pannelli solari e centrali eoliche, o per l'adeguamento di quelli esistenti. Gli Stati membri avranno il compito di definire apposite "zone di accelerazione" per le energie rinnovabili, in cui le procedure di autorizzazione saranno più rapide, e dove le autorità nazionali non potranno impiegare più di 12 mesi per autorizzare la costruzione di nuovi impianti di energia rinnovabile. Al di fuori di queste zone, la procedura non potrà superare i 24 mesi.

I più recenti dati Eurostat sulla penetrazione delle energie rinnovabili nel mix energetico continentale aggiornati al 2022, con il dettaglio per ogni Stato membro dell'UE, mostrano che la quota di fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia a livello UE ha raggiunto il 23% nel 2022. L'Italia ha raggiunto il 19%. I Paesi dell'UE devono quindi intensificare gli sforzi per rispettare collettivamente il nuovo obiettivo per il 2030, che richiede un aumento della quota di fonti energetiche rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell'UE di quasi 20 punti percentuali.

Nel 2023, si è effettivamente verificata una leggera accelerazione: secondo WindEurope² , i paesi della UE hanno installato 17 GW di nuova energia eolica nel corso dell'anno, 14 GW onshore e 3 GW offshore, in leggero aumento rispetto ai 16GW aggiunti nel 2022, e il massimo che l'UE abbia mai costruito in un solo anno. Tuttavia, secondo le stime di Bruxelles, per raggiungere

² associazione di categoria che racchiude i più importanti operatori eolici in Europa

l'obiettivo 2030 dell'UE per l'energia rinnovabile si dovrebbero aggiungere almeno 37 GW di nuova energia eolica all'anno.

Commenti ai risultati dell'esercizio 2023

Nel 2023 l'EBITDA comparable del segmento Renewables è stato pari a 23,5 milioni di Euro, inferiore rispetto a quello realizzato nel 2022 pari a 37,8 milioni di Euro. La riduzione di EBITDA tra i due periodi è riconducibile principalmente alla forte riduzione del prezzo di vendita compensata da maggiori volumi di produzione. La produzione di energia elettrica è stata pari a 298,1 GWh in incremento di 24,7 GWh rispetto all'anno precedente; tale incremento è dovuto principalmente alla maggiore ventosità registrata nell'anno.

In merito al Decreto Sostegni Ter e successive modifiche, si segnala che la sua applicazione è terminata al 30 giugno 2023; la produzione interessata all'applicazione del limite di vendita a 61 €/MWh è stata il 53% del primo semestre e l'applicazione di tale limite ha ridotto il risultato economico di ca. 4,9 milioni di Euro nell'anno (verso una riduzione di 25,4 milioni di Euro nello stesso periodo dell'esercizio precedente).

Proseguono le attività di costruzione dell'impianto fotovoltaico di 79 MW nell'area industriale di Macchiareddu che si prevede entrerà in esercizio entro il primo semestre 2024. Inoltre, si segnala che nel corso del 2023 sono state ottenute due autorizzazioni per impianti fotovoltaici da realizzarsi presso il deposito di Arcola e presso gli impianti industriali di Sarroch per una potenza complessiva pari a circa 12 MW.

Commenti ai risultati del quarto trimestre del 2023

Nel quarto trimestre del 2023 l'EBITDA comparable del segmento Renewables è stato pari 11,5 milioni di Euro, di poco superiore rispetto a quello realizzato nel quarto trimestre del 2022 pari a 10,8 milioni di Euro. La variazione è legata ai maggiori volumi di produzione registrati nel quarto trimestre del 2023 compensati da una riduzione del prezzo di vendita. La produzione di energia elettrica è stata pari a 105,9 GWh in incremento di 38,2 GWh rispetto allo stesso periodo del 2022; tale incremento è dovuto principalmente alla maggiore ventosità registrata nel trimestre.

In merito al Decreto Sostegni Ter e successive modifiche, si segnala che la sua applicazione è terminata al 30 giugno 2023 e che pertanto non ha avuto impatto nel quarto trimestre del 2023 (verso una riduzione di 6,1 milioni di Euro nello stesso periodo dell'esercizio precedente).

Investimenti per settore di attività

Milioni di Euro	FY 2023	FY 2022	Q4/23	Q4/22
INDUSTRIAL & MARKETING	178,4	86,8	22,0	26,3
RENEWABLES	46,0	18,9	15,4	12,9
Totale	224,4	105,7	37,4	39,2

Gli investimenti effettuati dal Gruppo Saras nel 2023 sono stati pari a 224,4 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 105,7 milioni di Euro del 2022.

Per il segmento Industrial & Marketing gli investimenti nel 2023 sono stati pari a 178,4 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 86,8 milioni di Euro del 2022. La variazione rispetto all'esercizio precedente è riconducibile alle maggiori attività di manutenzione e di ripristino della vita utile che hanno interessato una quota significativa degli impianti, in particolare la fermata pluriennale dell'impianto IGCC (Impianto di Gasificazione a Ciclo Combinato di energia elettrica) che produce energia elettrica in regime di Essenzialità. Sono state riprese inoltre le attività sulle infrastrutture logistiche della raffineria finalizzate al miglioramento delle prestazioni operative. Come di consueto, una quota degli investimenti è stata dedicata al proseguo delle attività per il rispetto dei piani di ottemperanza alle prescrizioni HSE ed alla conservazione dell'efficienza operativa degli impianti. Si segnala infine che in corso d'anno sono proseguiti gli interventi sugli impianti finalizzati al trattamento di HVO e alla produzione di Biocarburanti.

Per il segmento Renewables gli investimenti nel 2023 sono stati pari a 46,0 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 18,9 milioni di Euro del 2022. Tali investimenti hanno riguardato le attività di costruzione del nuovo parco fotovoltaico sito nella zona industriale di Macchiareddu.

Evoluzione prevedibile della Gestione

L'International Energy Agency (IEA) nell'Oil Market Report di febbraio 2024 ha confermato il dato sulla crescita della domanda petrolifera globale del 2023, pari a +2.3Mbl/g rispetto all'anno precedente, e ha stimato una crescita di +1.2Mbl/g nel 2024, più elevata rispetto alle stime riportate nel report dello scorso ottobre, che consentirà di raggiungere il record storico di domanda media di 103Mbl/g. In particolare, la domanda petrolifera globale nel 2024 sarà sostenuta dalle economie non OCSE, in primis Cina, India e Brasile, che da sole contribuiranno a quasi l'80% della crescita globale. Per contro, l'area OCSE subirà un ulteriore rallentamento dei consumi, già iniziato a fine 2023, in conseguenza della progressiva pressione dovuta alle politiche monetarie restrittive, insieme al generalizzato e crescente effetto dei numerosi interventi volti all'efficienza energetica, e alla sempre maggior diffusione dei veicoli elettrici.

Dal punto di vista dell'offerta, il 2024 è cominciato con una perdita di produzione in Nord America per oltre 900kbl/g, principalmente per effetto delle condizioni metereologiche estreme che hanno bloccato numerosi siti estrattivi, nel Nord-Ovest, in Texas e in Canada. Includendo perdite minori in altre regioni, l'offerta totale non-OPEC+ a gennaio 2024 è scesa di 1Mbl/g rispetto al mese precedente, mentre nello stesso periodo quella dei paesi dell'OPEC+ ha registrato un calo di 360kbl/g. Tuttavia, a partire dal secondo trimestre di quest'anno, è prevista una ripresa delle forniture non-OPEC+ (prevalentemente Stati Uniti, Brasile, Guyana e Canada), e la IEA prevede che la crescita continuerà per il resto dell'anno. Complessivamente, nonostante le citate perdite registrate a gennaio, l'offerta per l'intero 2024 secondo la IEA è destinata ad aumentare di 1,7Mbl/g, fino al record di una media di 103,8Mbl/g. I produttori non-OPEC+ forniranno il 95% dei barili aggiuntivi nel 2024. In netto contrasto, la IEA prevede che la produzione OPEC+Russia aumenterà di soli 90kbl/g, sempre che l'alleanza decida effettivamente di rilasciare gradualmente, a partire dal secondo trimestre, i tagli aggiuntivi introdotti lo scorso anno.

Guardando al settore della raffinazione la IEA si aspetta che le lavorazioni a livello globale possano raggiungere 83,3Mbl/g nel 2024, in quanto l'avvio di grandi raffinerie nei paesi non OCSE compenserà la minor produzione delle raffinerie europee e statunitensi, mettendo pressione soprattutto alle esportazioni di benzina da alcuni siti europei obsoleti e poco competitivi. Medio Oriente (+630kbl/g), Cina (+340kbl/g) e Africa (+260kbl/g) guideranno la crescita della produzione nel 2024, grazie all'entrata in servizio delle raffinerie di Al Zour (615kbl/g in Kuwait) e Duqm (230kbl/g in Oman), il previsto incremento produttivo di Jizan (400kbl/g in Arabia Saudita), nonché dall'espansione da 110kbl/g della raffineria di Sitra in Bharain, la cui produzione incrementale dovrebbe raggiungere il mercato nella seconda metà dell'anno. In Cina, non è previsto un significativo incremento delle quote di export rispetto ai livelli raggiunti a fine 2023, e tuttavia ci sarà l'entrata in servizio della raffineria di Yulong (400kbl/g) che compenserà alcune chiusure annunciate nella provincia di Shandong. Infine, è attesa la crescita dei volumi produttivi africani, grazie alla nuova raffineria di Dangote (650kbl/g in Nigeria), che dovrebbe raggiungere la piena operatività nella seconda parte del 2024. Per contro, le analisi competitive degli esperti mostrano che alcune raffinerie in Europa si troveranno a rischio di chiusura o di conversione in bioraffinerie.

In generale, quindi, la IEA prevede per il 2024 un maggiore equilibrio tra domanda e offerta rispetto al 2023, con una crescita delle lavorazioni che dovrebbe riuscire a soddisfare il consumo mondiale.

Guardando all'andamento delle quotazioni del grezzo nel 2024, l'intensificarsi delle tensioni geopolitiche in Medio Oriente (con gli attacchi alle navi in transito nel Mar Rosso), insieme alle citate interruzioni produttive in Nord America e Canada, hanno sostenuto le quotazioni del grezzo di riferimento Brent Dtd, in seguito alla flessione che aveva caratterizzato l'ultimo trimestre del 2023. Infatti, dopo il minimo di circa 76\$/bl ad inizio anno, le quotazioni del Brent Dtd hanno superato gli 85\$/bl a metà febbraio e, secondo i principali analisti indipendenti di settore, sono destinate ad assestarsi intorno agli 80\$/bl anche nei trimestri successivi, sebbene con oscillazioni.

In questo contesto, va poi ricordato che la prosecuzione dei tagli produttivi OPEC+Russia, e la robusta domanda di questa qualità di grezzi nei paesi asiatici, potrebbero continuare a sostenere il costo dei grezzi ad alto tenore di zolfo ("sour"), con una conseguente erosione di parte del premio sul margine di raffinazione ottenibile dalle raffinerie complesse e ad elevata capacità di conversione (tra cui anche quella del Gruppo Saras).

Analogamente, per i grezzi a basso tenore di zolfo ("sweet") le previsioni del 2024 indicano premi ancora superiori alle medie storiche, in ragione delle attese di livelli robusti per i crack spread dei distillati medi e leggeri, nonostante sia possibile una progressiva normalizzazione.

Passando all'analisi dei prodotti raffinati, le principali fonti previsionali considerano possibile il rientro delle attuali tensioni lungo le rotte di importazione dal Medio Oriente, ma ritengono che il crack spread del diesel possa comunque mantenersi elevato rispetto ai livelli storici, e superiore ai 20\$/bl, in quanto l'Europa ha ormai definitivamente rinunciato ai flussi di importazione via oleodotto, sostituendoli con flussi via nave, notevolmente più cari, principalmente provenienti da raffinerie del Medio e Estermo Oriente. Al momento della redazione del presente documento, nei primi due mesi dell'anno la media supera i 27\$/bl.

Per il crack spread della benzina, dopo la flessione stagionale dell'ultimo trimestre 2023, i livelli sono tornati prossimi ai 13- 14\$/bl. Gli analisti di settore ritengono che questi valori possano venir confermati anche come media dell'interno anno, con livelli più robusti nella primavera (in concomitanza con la stagione di manutenzioni programmate), e poi anche durante l'estate (in linea con le dinamiche stagionali della "driving season").

Infine, i prezzi di energia elettrica e CO2 nei primi due mesi del 2024 hanno registrato una media rispettivamente di circa 95€/MWh e circa 65€/ton. Il prezzo dell'energia elettrica, che pur ha mostrato una riduzione rispetto alla media dell'ultimo trimestre del 2023, secondo gli analisti di settore potrebbe tornare a salire per effetto delle pressioni che gli eventi in Medio Oriente hanno generato sul mercato del gas naturale. Le quotazioni dei permessi EUA sulle emissioni di CO2 si sono mosse in ribasso in questi primi mesi del 2024, in continuità con l'andamento registrato nell'ultimo trimestre del 2023. Ciò è imputabile al rallentamento del settore industriale dell'area Euro, e ai consumi invernali inferiori alle attese, per via di temperature miti. Tuttavia, gli esperti prevedono una ripresa dei prezzi della CO2 con un ritorno verso gli 80€/ton nel corso dei prossimi trimestri, in risposta alle crescenti pressioni regolatorie e agli sforzi di decarbonizzazione dell'Europa.

Alla luce di tali previsioni, ancora caratterizzate da elevata volatilità, l'EMC Reference Margin del 2024 dovrebbe mantenersi superiore alle medie storiche, se pur inferiore al livello registrato nel 2023.

Prendendo in considerazione l'operatività del sito industriale di Sarroch, il 2024 sarà caratterizzato da un piano manutentivo meno oneroso rispetto a quello che ha interessato il 2023. Il primo trimestre vedrà il turnaround dell'impianto di alchilazione utilizzato nel ciclo delle benzine, e dell'impianto di trattamento dei gas di coda e recupero dello zolfo (Z3 e TGTU), e alcune attività di manutenzione minori su un'unità di distillazione "topping" (T1). Nel secondo trimestre saranno interessate da manutenzioni di turnaround una unità di distillazione atmosferica, il "topping" (RT2), ed una unità di distillazione sottovuoto, il "vacuum" (V1), con il contestuale rallentamento marcia dell'impianto IGCC. Infine, nel terzo trimestre non sono previsti rilevanti interventi manutentivi mentre nell'ultimo trimestre è stata pianificata la manutenzione una fermata per pulizia del "topping" (T2) e del "vacuum" (V2), e la manutenzione di una turbina, una linea di lavaggio e due gassificatori dell'IGCC. Nel complesso per quanto riguarda la lavorazione annuale di grezzo questa è prevista pari a 13,3 ÷ 13,8Mton (ovvero 97 ÷ 101 Mbl), a cui si aggiungerà circa 1Mton di cariche impianti complementari al grezzo (corrispondenti a circa 7Mbl); inoltre, la produzione di energia elettrica è prevista intorno ai 4,1 ÷ 4,3TWh, in crescita rispetto ai livelli del 2023, 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.

Proseguiranno 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.

A fronte dello scenario di riferimento atteso, oltre che delle condizioni operative, attività manutentive, e specifiche iniziative di efficientamento poc'anzi descritte, la Società stima di poter conseguire nel 2024 un premio medio annuo rispetto all'EMC Reference margin compreso tra 3,5 ÷ 4,5 \$/bl. Ancora una volta si ricorda che il premio Saras beneficerà delle condizioni favorevoli attese per i crack spread dei prodotti, così come pure il margine EMC Reference; peraltro, il margine Saras potrebbe risentire dell'incremento complessivo dei differenziali dei vari grezzi rispetto al Brent, mentre ciò non avrà 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 sono 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 sono 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 ca. 10 milioni di Euro di investimenti dedicati all'avvio dei progetti di Energy Transition.

Per quanto riguarda il segmento Renewables, entro la prima metà del 2024 è previsto il completamento della costruzione del parco fotovoltaico "Helianto" da 79MW, che porterà nel secondo semestre la capacità complessiva installata e operativa del segmento Renewables a 250MW. Nel 2024 è previsto poi l'avvio dei lavori per la costruzione di 2 ulteriori impianti fotovoltaici, autorizzati nel 2023, nelle aree di Sarroch e Arcola per complessivi circa 12MW (l'operatività di questi impianti è prevista a partire dalla seconda metà del 2025). Nei primi mesi del 2024 è stata ottenuta la "VIA" per un ulteriore impianto eolico da circa 25MW ("Abbila", nell'area di Ulassai e Perdasdefogu), e si attende che nel corso del 2024 possano arrivare le Autorizzazioni Uniche, oltre che per Abbila, anche per altri due parchi eolici denominati "Boreas" e "Monte Argentu" (nelle aree di Jerzu e Nurri), per una capacità installata complessiva di circa 100MW. Proseguono contestualmente le attività per lo sviluppo e la presentazione delle domande di VIA di ulteriori progetti rinnovabili.

L'avvio della produzione del parco fotovoltaico "Helianto" consente di stimare una produzione cumulata per l'intero 2024 pari a circa 350GWh. Si ricorda inoltre che tale produzione sarà interamente valorizzata a mercato nel 2024 e che la componente incentivo, che era stata nulla nel 2023 si stima possa incidere per circa 2 milioni di Euro.

Relativamente agli investimenti del segmento Renewables, si prevede un importo complessivo pari a circa 40 milioni di Euro nel 2024, di cui circa 13 milioni saranno dedicati al completamento del parco fotovoltaico Helianto, circa 11 milioni alla realizzazione dei nuovi parchi autorizzati ed alle attività di sviluppo, ed ulteriori 14 milioni di Euro potrebbero essere impiegati per l'avvio della costruzione dei nuovi parchi eolici in funzione dell'ottenimento delle relative Autorizzazioni Uniche.

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.

Proseguiranno inoltre nel 2024 le attività di Energy Transition intraprese per cogliere le opportunità offerte dalle nuove tecnologie. Il Gruppo segue attivamente l'evoluzione del contesto regolatorio al fine di cogliere le opportunità future in ambito di transizione energetica.

Tra i progetti in corso si segnalano in particolare:

• lo sviluppo di un progetto per la realizzazione di un elettrolizzatore da 20 MW, con lo scopo di produrre idrogeno verde per utilizzo nella raffineria di Sarroch, alimentato da energie rinnovabili. A tale scopo SARDHY, la JV con Enel Green Power è stata selezionata tra i beneficiari italiani delle sovvenzioni pubbliche approvate dalla Commissione Europea nell'ambito dell'IPCEI Hy2Use. L'importo totale del finanziamento assegnato a SardHy Green Hydrogen Srl è di circa 102 milioni di Euro di cui una prima trance oggetto di un Decreto di concessione del 28 dicembre 2023, mentre il resto sarà erogata con un ulteriore decreto in fase di promulgazione. Proseguono contestualmente le attività di negoziazione e definizione dei contratti per la fornitura dei materiali e per gli appalti dei lavori. Nella prima metà del 2024 è previsto l'avvio della realizzazione dell'idrolizzatore presso la raffineria di Sarroch la cui entrata in operatività è attesa nella prima metà del 2026;
• il progetto di Carbon Capture and Storage (CCS), in collaborazione con Air Liquide, per cui è in corso la definizione degli aspetti relativi all'intera catena di sviluppo, inclusi quelli relativi alla logistica e trasporto, unitamente alla finalizzazione dei costi e delle tempistiche;
• il progetto dedicato all'utilizzo dell'idrogeno e della CO2 per la produzione 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 atteso il completamento dell'attività di ingegneria e l'avvio della costruzione, il cui completamento è previsto entro la fine del 2025. I costi complessivi attesi per ca. 10€ milioni saranno per lo più coperti dai finanziamenti;
• nel campo della produzione di biocombustibili, sono in corso una serie di 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 in corso investimenti e valutazioni finalizzate a (i) installare un nuovo catalizzatore che consentirà capacità addizionale di produzione di HVO in purezza, per 20kton annui, entro la prima metà del 2024. (ii) ottimizzare la logistica attraverso la coibentazione di alcune linee di scarico e serbatoi, in modo da ampliare la gamma di oli vegetali utilizzabili nel co-processing, includendo oli ad elevato "pour point", (iii) sviluppare un nuovo impianto di pre-treatment che consentirà di ampliare la gamma di materie prime utilizzabili nella produzione di HVO sia in co-processing sia in purezza (iv) retrofitting e revamping di alcune unità di desolforazione esistenti (U300 e U700) che permetterà in futuro di decidere circa l'estensione della capacità produttiva di HVO e HEFA pro SAF fino a 200ktons annui;
• un 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). Nel 2024 verrà sottoposta la domanda per i relativi fondi e verranno finalizzate le attività di test su un impianto dimostrativo per consolidare la tecnologia. Sarà infine avviato il FEED e permitting dopo l'aggiudicazione eventuale dei finanziamenti.

Fatti di rilievo dopo la chiusura dell'esercizio 2023

In data 17 gennaio 2024 l'assemblea ordinaria di Sardeolica S.r.l. ha approvato il progetto di scissione mediante scorporo del ramo Helianto nella società neocostituita SarHelianto S.r.l., veicolo societario attraverso il quale verrà realizzato e gestito il nuovo parco fotovoltaico con una capacità di 79 MW nella zona industriale di Macchiareddu (CA).

Nel mese di gennaio 2024 la società Saras Energy Management S.r.l., controllata da Saras Spa al 100%, ha iniziato ad operare come utente del dispacciamento dell'impianto IGCC di Sarlux Srl sui mercati regolamentati per l'acquisto e la vendita di energia elettrica.

In data 11 febbraio 2024 Saras ha diffuso un comunicato su richiesta e per conto di Massimo Moratti S.A.P.A., di Massimo Moratti, Angel Capital Management S.p.a., Stella Holding S.p.a. e Vitol B.V., avente per oggetto quanto segue (per il contenuto integrale si rimanda al sito della società, al link https://www.saras.it/sites/default/files/uploads/pressreleases/press-release-azionisti-evitol---ita.pdf):

Massimo Moratti S.a.p.A. di Massimo Moratti, Angel Capital Management S.p.A. ("ACM") e Stella Holding S.p.A. (collettivamente la "Famiglia Moratti") e Vitol B.V., società con in Olanda (oppure una società interamente controllata e designata da Vitol), ("Vitol") hanno stipulato un contratto di compravendita (sale and purchase agreement, "SPA") in base al quale la Famiglia Moratti si è impegnata a cedere a Vitol, azioni di Saras S.p.A. ("Saras") che rappresentano circa il 35% del capitale azionario di Saras (l'"Operazione"), ad un prezzo pari a €1,75 per azione (il "Prezzo per Azione"). Ai sensi dello SPA e subordinatamente al verificarsi di determinate circostanze ivi previste, ACM si è impegnata a vendere a Vitol le eventuali azioni di Saras che ACM potrebbe ricevere sulla base dell'esistente contratto derivato di funded collar, avente ad oggetto circa il 5% del capitale azionario di Saras. Nel caso in cui venga deliberato e distribuito un dividendo da parte di Saras prima della data di completamento dell'Operazione, il Prezzo per Azione sarà ridotto di conseguenza. Il completamento dell'Operazione è esclusivamente subordinato all'ottenimento delle autorizzazioni regolamentari necessarie (i.e., le autorizzazioni ai sensi dei regolamenti dell'Unione europea sulle sovvenzioni estere e in materia di concorrenza (antitrust) e della normativa golden power italiana. Al completamento dell'Operazione, l'intera partecipazione detenuta dalla Famiglia Moratti in Saras sarà trasferita a Vitol. L'Operazione determinerà l'insorgere di un obbligo di promuovere un'offerta pubblica di acquisto ("OPA") obbligatoria sul capitale azionario di Saras, che sarà promossa da Vitol allo stesso Prezzo per Azione (i.e., €1,75 per azione), ovvero al prezzo rettificato in caso di distribuzione di un dividendo prima del completamento dell'Operazione. L'obiettivo dell'OPA è ottenere la revoca delle azioni ordinarie di Saras dalla quotazione e dalle negoziazioni su Euronext Milan, che potrà essere conseguita anche attraverso una fusione in presenza delle relative condizioni. Il prezzo di €1,75 per azione implica una capitalizzazione di Saras circa €1,7 miliardi e rappresenta un premio del:

• c.10% rispetto al prezzo della data di riferimento (*)
• c. 7% rispetto al prezzo medio giornaliero ponderato per i volumi del mese precedente alla data di riferimento
• c. 12% rispetto al prezzo medio giornaliero ponderato per i volumi dei 3 mesi precedenti alla data di riferimento
• c. 21% rispetto al prezzo medio giornaliero ponderato per i volumi dei 6 mesi precedenti alla data di riferimento
• c. 30% rispetto al prezzo medio giornaliero ponderato per i volumi dei 12 mesi precedenti alla data di riferimento

(*) Il prezzo alla data di riferimento indica il prezzo di chiusura di mercato del 6 febbraio 2024 (ovvero alla data precedente la notizia pubblicata da Bloomberg riguardante una potenziale vendita da parte della Famiglia Moratti.

Con riferimento al processo autorizzativo, ai sensi del D.L. 21/2012 e successive modifiche e integrazioni (cosiddetta "Normativa Golden Power"), si segnala che la relativa notifica alla Presidenza del Consiglio del Ministri è stata presentata in data 23 febbraio 2024.

Alla data odierna Vitol B.V. detiene una quota di Saras S.p.A. pari al 10,387%.

Convocazione Assemblea

Il Consiglio di Amministrazione ha conferito mandato al Presidente per convocare l'Assemblea ordinaria e degli azionisti in prima convocazione il 29 aprile 2024 - come altresì indicato nel calendario degli eventi societari per l'esercizio 2024. L'avviso di convocazione dell'assemblea e la documentazione inerente saranno pubblicati nei termini e secondo le modalità previste dalla disciplina di legge e di regolamento vigente.

PROSPETTI DI BILANCIO CONSOLIDATO GRUPPO

Situazione Patrimoniale - Finanziaria Consolidata: al 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	31/12/2023	31/12/2022
ATTIVITÀ
Attività correnti	2.450.542	3.010.759
Disponibilità liquide ed equivalenti	542.651	707.115
Altre attività finanziarie	114.535	187.555
Crediti commerciali	488.778	728.881
di cui con parti correlate:		97
Rimanenze	1.247.087	1.287.312
Attività per imposte correnti	27.242	74.929
Altre attività	30.249	24.967
Attività non correnti	1.314.084	1.253.568
Immobili, impianti e macchinari	1.172.659	1.147.135
Attività immateriali	38.922	40.802
Diritto di utilizzo di attività in leasing	38.480	45.384
Altre partecipazioni	745	745
Attività per imposte anticipate	20.812	15.398
Altre attività finanziarie	3.812	4.104
Altre attività	38.654
Attività non correnti destinate alla dismissione	333	333
Totale attività	3.764.959	4.264.660
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti	1.766.039	2.327.702
Passività finanziarie a breve termine	148.993	224.376
Debiti commerciali e altri debiti	1.417.706	1.444.441
Passività per imposte correnti	118.216	356.952
Altre passività	81.124	301.933
Passività non correnti	654.371	724.584
Passività finanziarie a lungo termine	345.245	446.909
Fondi per rischi e oneri	276.522	267.800
Fondi per benefici ai dipendenti	5.967	6.002
Passività per imposte differite	3.730	3.730
Altre passività	22.907	143
Totale passività	2.420.410	3.052.286
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	54.630	54.630
Riserva legale	10.926	10.926
Altre riserve	965.056	729.902
Risultato netto	313.937	416.916
Totale patrimonio netto di competenza della controllante	1.344.549	1.212.374
Interessenze di pertinenza di terzi	-	-
Totale patrimonio netto	1.344.549	1.212.374
Totale passività e patrimonio netto	3.764.959	4.264.660

Conto Economico Consolidato e Conto Economico Complessivo Consolidato: 1 gennaio – 31 dicembre 2023

	11.373.826
		15.777.146
Ricavi della gestione caratteristica
Altri proventi di cui con parti correlate:	69.611 101	58.638 117
Totale ricavi	11.443.437	15.835.784
Acquisti per materie prime, sussidiarie e di consumo	(9.439.390)	(12.869.707)
Prestazioni di servizi e costi diversi	(1.177.393)	(1.621.185)
di cui con parti correlate:	(1.210)	(954)
Costo del lavoro	(164.252)	(174.542)
Ammortamenti e svalutazioni	(209.540)	(204.715)
Totale costi	(10.990.575)	(14.870.149)
Risultato operativo	452.862	965.635
Proventi finanziari	199.955	240.087
Oneri finanziari	(231.908)	(316.552)
Risultato prima delle imposte	420.909	889.170
Imposte sul reddito	(106.972)	(472.254)
Risultato netto	313.937	416.916
Risultato netto attribuibile a:
Soci della controllante	313.937	416.916
Interessenze di pertinenza di terzi
Risultato netto per azione - base (centesimi di Euro)	33,01	43,84
Risultato netto per azione - diluito (centesimi di Euro)	33,01	43,84

CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO CONSOLIDATO PER I PERIODI 1 GENNAIO - 31 DICEMBRE 2023

Migliaia di Euro	1 GENNAIO 31 DICEMBRE	1 GENNAIO 31 DICEMBRE
	2023	2022
Risultato netto (A)	313.937	416.916
Componenti dell'utile complessivo che potranno essere successivamente riclassificati nell'utile (perdita) dell'esercizio
Effetto traduzione bilanci in valuta estera	(614)	565
Riserva Cash Flow Hedging	(137)	137
Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio	(321)	1.038
Effetto attuariale IAS 19 su T.F.R.
Altri utili / (perdite), al netto dell'effetto fiscale (B)	(1.072)	1.740
Risultato netto complessivo consolidato (A + B)	312.865	418.656
Risultato netto complessivo consolidato attribuibile a:
Soci della controllante	312.865	418.656
Interessenze di pertinenza di terzi

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato: al 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	Capitale Sociale	Riserva Legale	Altre Riserve	Utile (Perdita) esercizio	Totale patrimonio netto di competenza della controllante	Interessenze di pertinenza di terzi	Totale patrimonio netto
Saldo al 31/12/2021	54.630	10.926	718.828	9.334	793.718		793.718
Destinazione risultato esercizio precedente			9.334	(9.334)
Effetto traduzione bilanci in valuta			565		565		565
Effetto attuariale IAS 19			1.038		1.038		1.038
Riserva Cash Flow Hedging			137		137		137
Risultato netto				416.916	416.916		416.916
Risultato netto complessivo			1.740	416.916	418.656		418.656
Saldo al 31/12/2022	54.630	10.926	729.902	416.916	1.212.374		1.212.374
Destinazione risultato esercizio precedente			416.916	(416.916)
Dividendi distribuiti			(180.690)		(180.690)		(180.690)
Effetto traduzione bilanci in valuta			(614)		(614)		(614)
Effetto attuariale IAS 19			(321)		(321)		(321)
Riserva Cash Flow Hedging			(137)		(137)		(137)
Risultato netto				313.937	313.937		313.937
Risultato netto complessivo			(1.072)	313.937	312.865		312.865
Saldo al 31/12/2023	54.630	10.926	965.056	313.937	1.344.549		1.344.549

Rendiconto Finanziario Consolidato: al 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	1/1/2023- 31/12/2023	1/1/2022- 31/12/2022
A - Disponibilità liquide iniziali	707.115	366.680
B - Flusso monetario da (per) attività operativa
Risultato netto	313.937	416.916
Differenze cambio non realizzate su c/c bancari	20.228	37.238
Ammortamenti e svalutazioni di immobilizzazioni	209.540	204.715
Variazione netta fondi per rischi	8.722	108.082
Variazione netta dei fondi per benefici ai dipendenti	(35)	(881)
Variazione netta passività per imposte differite e attività per imposte anticipate	(5.414)	81.153
Interessi netti	37.737	29.832
Imposte sul reddito	112.386	391.101
Variazione FV derivati	(53.563)	(6.633)
Altre componenti non monetarie	(1.072)	1.740
Utile (perdita) dell'attività di esercizio prima delle variazioni del capitale circolante	642.466	1.263.264
(Incremento) / Decremento dei crediti commerciali	240.103	(182.370)
(Incremento) / Decremento delle rimanenze	40.225	(118.140)
Incremento / (Decremento) dei debiti commerciali e altri debiti	(26.735)	(136.123)
Variazione altre attività correnti	42.405	(12.623)
Variazione altre passività correnti	(187.536)	208.329
Interessi incassati	7.539	1.286
Interessi pagati	(45.276)	(31.118)
Imposte pagate	(384.396)	(114.804)
Variazione altre passività non correnti	(15.889)	(48)
Totale (B)	312.906	877.652
C - Flusso monetario da (per) attività di investimento
Investimenti netti in immobilizzazioni materiali ed immateriali	(224.091)	(113.583)
Investimenti netti in Diritto di utilizzo di attività in leasing	(2.189)	(10.963)
(Incremento) / Decremento altre attività finanziarie e altre partecipazioni	139.879	5.498
Variazione delle attività non correnti destinate alla dismissione		(333)
Totale (C)	(86.401)	(119.381)
D - Flusso monetario da (per) attività di finanziamento
Incremento / (Decremento) debiti finanziari a m/l termine	(101.664)	395.064
Incremento / (Decremento) debiti finanziari a breve termine	(88.387)	(775.662)
Dividendi pagati	(180.690)
Totale (D)	(370.741)	(380.598)
E - Flusso monetario dell'esercizio (B+C+D)	(144.236)	377.673
Differenze cambio non realizzate su c/c bancari	(20.227)	(37.237)
F - Disponibilità liquide finali	542.651	707.115

PROSPETTI DI BILANCIO SEPARATO SARAS SPA

Saras SpA Situazione Patrimoniale – Finanziaria: al 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	31/12/2023	31/12/2022
ATTIVITÀ
Attività correnti	2.563.633	3.344.083
Disponibilità liquide ed equivalenti	474.419	599.349
Altre attività finanziarie	461.580	867.916
di cui con parti correlate:	401.456	742.695
Crediti commerciali	485.578	708.465
di cui con parti correlate:	265.780	504.113
Rimanenze	1.101.571	1.153.882
Attività per imposte correnti	21.753	2.924
Altre attività	18.732	11.547
di cui con parti correlate:	8.869	1.810
Attività non correnti	538.654	503.093
Immobili, impianti e macchinari	6.788	7.358
Attività immateriali	2.455	3.014
Diritto di utilizzo di attività in leasing	4.104	5.868
Partecipazioni valutate al costo	483.471	483.371
Altre partecipazioni	738	738
Altre attività finanziarie	2.444	2.744
Altre attività	38.654
Totale attività	3.102.287	3.847.176
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti	1.626.675	2.367.416
Passività finanziarie a breve termine	167.340	251.309
di cui con parti correlate:	25.565	55.310
Debiti commerciali e altri debiti	1.327.346	1.647.517
di cui con parti correlate:	391.172	653.489
Passività per imposte correnti	101.504	311.406
Altre passività	30.485	157.184
di cui con parti correlate:	3.546	124.311
Passività non correnti	360.059	431.304
Passività finanziarie a lungo termine	318.497	409.543
Fondi per rischi e oneri	1.504	5.420
Fondi per benefici ai dipendenti	1.616	1.524
Passività per imposte differite	15.607	14.817
Altre passività	22.835
Totale passività	1.986.734	2.798.720
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	54.630	54.630
Riserva legale	10.926	10.926
Altre riserve	801.997	583.739
Risultato netto	248.000	399.161

Totale patrimonio netto 1.115.553 1.048.456 Totale passività e patrimonio netto 3.102.287 3.847.176

Saras SpA Conto Economico e Conto Economico Complessivo: 1 gennaio – 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2023	1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2022
Ricavi della gestione caratteristica	10.189.488	13.904.945
di cui con parti correlate:	712.395	4.182.762
Altri proventi	79.386	101.750
di cui con parti correlate:	47.011	87.151
Totale ricavi	10.268.874	14.006.695
Acquisti per materie prime, sussidiarie e di consumo	(8.723.411)	(11.724.870)
di cui con parti correlate:	(1.682.823)	(1.955.838)
Prestazioni di servizi e costi diversi	(1.147.872)	(1.259.315)
di cui con parti correlate:	(716.976)	(665.620)
Costo del lavoro	(43.421)	(52.829)
Ammortamenti e svalutazioni	(5.087)	(5.242)
Totale costi	(9.919.791)	(13.042.256)
Risultato operativo	349.083	964.439
Proventi (oneri) netti su partecipazioni	600	(13.041)
di cui con parti correlate:	600	(13.041)
Proventi finanziari	229.830	251.071
di cui con parti correlate:	33.593	20.413
Oneri finanziari	(228.594)	(310.540)
di cui con parti correlate:	(1.654)	(5.219)
Risultato prima delle imposte	350.919	891.929
Imposte sul reddito	(102.919)	(492.768)
Risultato netto	248.000	399.161

SARAS S.p.A. - CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO PER L' ESERCIZIO 1 GENNAIO - 31 DICEMBRE 2023 (migliaia di €)

	1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2023	1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2022
Risultato netto (A)	248.000	399.161
Componenti dell'utile complessivo che potranno essere successivamente riclassificati nell'utile (perdita) dell'esercizio
Riserva Cash Flow Hedging	(137)	137
Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio
Effetto attuariale IAS 19 su T.F.R.	(76)	219
Altri utili / (perdite), al netto dell'effetto fiscale (B)	(213)	357
Risultato netto complessivo (A + B)	247.787	399.518

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto di Saras SpA: al 31 dicembre 2023

Migliaia di Euro	Capitale Sociale	Riserva Legale	Altre Riserve	Utile (Perdita) esercizio	Totale patrimonio netto
Saldo al 31/12/2021	54.630	10.926	553.324	30.058	648.938
Destinazione risultato esercizio precedente			30.058	(30.058)
Effetto attuariale IAS 19			219		219
Riserva Cash Flow Hedging			137		137
Risultato netto				399.161	399.161
Risultato netto complessivo			357	399.161	399.518
Saldo al 31/12/2022	54.630	10.926	583.739	399.161	1.048.456
Destinazione risultato esercizio precedente			399.161	(399.161)
Dividendi distribuiti			(180.690)		(180.690)
Effetto attuariale IAS 19			(76)		(76)
Riserva Cash Flow Hedging			(137)		(137)
Risultato netto				248.000	248.000
Risultato netto complessivo			(213)	248.000	247.787
Saldo al 31/12/2023	54.630	10.926	801.997	248.000	1.115.553

Saras SpA Rendiconto Finanziario: al 31 dicembre 2023

A - Disponibilità liquide iniziali 599.349 301.172 B - Flusso monetario da (per) attività operativa Risultato netto 248.000 399.161 Differenze cambio non realizzate su c/c bancari 20.737 (6.653) Ammortamenti e svalutazioni di immobilizzazioni 5.087 5.242 (Proventi) oneri netti su partecipazioni (600) 13.041 di cui con parti correlate: (600) 13.041 Variazione netta fondi per rischi (3.916) (494) Variazione netta dei fondi per benefici ai dipendenti 92 (152) Variazione netta passività per imposte differite e attività per imposte anticipate 790 34.394 Interessi netti 5.339 10.412 Imposte sul reddito 102.129 458.374 Variazione FV derivati (19.195) (21.480) Altre componenti non monetarie (213) 357 Utile (perdita) dell'attività di esercizio prima delle variazioni del capitale circolante 358.249 892.202 (Incremento) Decremento dei crediti commerciali 222.887 (122.618) di cui con parti correlate: 238.333 (94.673) (Incremento) Decremento delle rimanenze 52.311 (163.534) Incremento (Decremento) dei debiti commerciali e altri debiti (320.171) 242.530 di cui con parti correlate: (262.317) 232.291 Variazione altre attività correnti (26.014) 29.909 di cui con parti correlate: (7.058) 2.429 Variazione altre passività correnti (63.497) (99.813) di cui con parti correlate: (120.765) (534.163) Interessi incassati 39.973 17.978 di cui con parti correlate: 33.593 20.413 Interessi pagati (45.312) (28.390) di cui con parti correlate: (1.654) (5.219) Imposte pagate (375.233) (94.651) Variazione altre passività non correnti (15.248) Totale (B) (172.055) 673.614 C - Flusso monetario da (per) attività di investimento Investimenti netti in immobilizzazioni materiali ed immateriali (2.764) (7.035) Variazione partecipazioni 500 (238) (Incremento) / diminuzione altre attività finanziarie 438.756 (114.271) di cui con parti correlate: 341.239 Totale (C) 436.492 (121.544) D - Flusso monetario da (per) attività di finanziamento Incremento / (decremento) debiti finanziari a m/l termine (91.046) 398.736 Incremento / (decremento) debiti finanziari a breve termine (96.894) (659.280) di cui con parti correlate: (29.744) (361.442) Dividendi pagati (180.690) Totale (D) (368.630) (260.544) E - Flusso monetario dell'esercizio (B+C+D) (104.193) 291.525 Differenze cambio non realizzate su c/c bancari (20.737) 6.653 F - Disponibilità liquide finali 474.419 599.349	Migliaia di Euro	1/1/2023 - 31/12/2023	1/1/2022 - 31/12/2022