Earnings Release • Mar 15, 2023
Earnings Release
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A margine del Consiglio il Presidente, Dott. Massimo Moratti, ha commentato: "I profondi cambiamenti del mercato petrolifero globale che hanno caratterizzato l'anno appena concluso, hanno posto il tema della sicurezza energetica come priorità, in particolare in Europa. In un contesto di emergenza, Saras, pur uscendo dai due anni di crisi della pandemia, grazie alla resilienza che da sempre la contraddistingue, si è confermata un punto di riferimento tra i fornitori di energia, continuando a garantire il proprio fondamentale contributo alla sicurezza energetica del Paese e non solo. Massimizzando la produzione, la raffineria ha saputo prontamente rispondere a una domanda in forte aumento. Gli eccellenti risultati ottenuti ci hanno consentito di ristabilire una situazione finanziaria positiva, grazie alla quale possiamo riconoscere ai nostri azionisti un ritorno in linea con l'attuale dividend policy, pur tenendo conto degli oneri legati al contributo sugli extra-profitti. Tali risultati, insieme a uno scenario di mercato che pur nell'incertezza si prospetta ancora favorevole nel breve e medio periodo, e alla flessibilità del nostro modello di business, costituiscono le basi ideali per sviluppare una strategia che sappia cogliere al meglio le opportunità del mercato che vediamo sia nell'ambito delle fonti tradizionali sia in quello dell'energy transition globale. Siamo certi che questo percorso assicurerà all'azienda una crescita sostenibile nel tempo, nell'interesse di tutti gli stakeholder".
1 In base alle ipotesi di scenario prevalenti delle principali società analiste di settore e all'andamento delle curve forward delle commodities petrolifere, del gas e dell'energia elettrica
| Milioni di Euro | 2022 | 2021 |
|---|---|---|
| RICAVI | 15.836 | 8.636 |
| EBITDA reported | 1.170,3 | 277,1 |
| EBITDA comparable | 1.136,7 | 54,1 |
| EBIT reported | 965,7 | 78,5 |
| EBIT comparable | 945,3 | (144,5) |
| RISULTATO NETTO reported | 416,9 | 9,3 |
| RISULTATO NETTO comparable | 709,8 | (136,0) |
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ANTE IFRS 16 | 269 | (453) |
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA POST IFRS 16 | 227 | (495) |
| INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI | 105,7 | 77,8 |
Milano, 15 marzo 2023: : 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 2022, il Bilancio di Sostenibilità 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 28 aprile 2023, un dividendo pari a 0,19 Euro per azione. Il dividendo sarà pagato in data 24 maggio 2023, con stacco della cedola in data 22 maggio 2023.
Oltre all'approvazione del Bilancio Separato di Saras SpA al 31 dicembre 2022 e alla nomina del consiglio di amministrazione, l'Assemblea sarà, altresì, chiamata a deliberare sul conferimento dell'incarico di revisione legale per il novennio 2024-2032. ***
La relazione finanziaria annuale 2022 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, Dott. Franco Balsamo, 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 ad 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 ().
Press contacts Comin & Partners Lelio Alfonso Phone +39 334 6054090 [email protected]
Tommaso Accomanno Phone +39 3407701750 [email protected]
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 offre poi servizi di ingegneria industriale e di ricerca per il settore petrolifero, dell'energia e dell'ambiente attraverso la controllata Sartec Srl. Il Gruppo Saras conta circa 1.576 dipendenti e presenta ricavi pari a circa 15,8 miliardi di Euro al 31 dicembre 2022.
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).
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Var % | Q4/22 | Q4/21 | Var % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| RICAVI | 15.836 | 8.636 | 83% | 3.871 | 2.797 | 38% |
| EBITDA reported | 1170,3 | 277,1 | 322% | 115,9 | 163,6 | -29% |
| EBITDA comparable | 1136,7 | 54,1 | n.s. | 319,7 | 43,5 | n.s. |
| EBIT reported | 965,7 | 78,5 | n.s. | 52,5 | 111,5 | -53% |
| EBIT comparable | 945,3 | (144,5) | n.a. | 269,5 | (8,6) | n.a. |
| RISULTATO NETTO reported | 416,9 | 9,3 | n.s. | 69,7 | 44,2 | 58% |
| RISULTATO NETTO comparable | 709,8 | (136,0) | n.a. | 260,0 | (26,3) | n.a. |
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 |
|---|---|---|
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ANTE IFRS 16 | 269 | (453) |
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA POST IFRS 16 | 227 | (495) |
| INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI | 105,7 | 77,8 |
Nel 2022 i ricavi del Gruppo sono stati pari a 15.836 milioni di Euro rispetto ai 8.636 milioni di Euro realizzati nello scorso esercizio. Il significativo incremento è legato sia alle mutate condizioni di scenario sia ai maggiori volumi prodotti e venduti tra i due periodi. Dal punto di vista dello scenario le variabili che hanno maggiormente inciso sono l'apprezzamento dei principali prodotti petroliferi, l'incremento del prezzo di vendita dell'energia elettrica (regolato all'interno del Regime di Essenzialità) e l'andamento del cambio caratterizzato dal rafforzamento del dollaro nei confronti dell'euro. Nello specifico nel 2022 il prezzo medio del diesel è stato pari a 1.039 \$/ton (vs 579 \$/ton nel 2021), il prezzo medio della benzina è stato pari a 991 \$/ton (vs 671 \$/ton nel 2021), il prezzo unico nazionale per la vendita dell'energia elettrica (PUN) è stato 303 €/MWh (vs un prezzo medio di vendita di 125 €/MWh nel 2021 legato sia all'andamento della tariffa CIP6, fino alla relativa scadenza, sia al successivo andamento del PUN regolato all'interno del contratto dell'essenzialità) ed il cambio €/\$ è stato pari a 1,05 (vs cambio €/\$ di 1,18 nel 2021). Dal punto di vista delle produzioni industriali si segnala che tutte le principali variabili produttive sono risultate superiori ai valori registrati nel 2021. Nello specifico le lavorazioni di raffineria nel 2022 sono state pari a 96,1 milioni di barili (vs 94,7 milioni di barili nel 2021), le produzioni di energia elettrica non rinnovabile sono state pari a 4.100 GWh (vs 3.524 GWh nel 2021), le produzioni di energia elettrica rinnovabile pari a 273 GWh (vs 258 GWh nel 2021) e le vendite del canale Marketing sono state pari a 3.659 migliaia di tonnellate (vs 3.336 migliaia di tonnellate nel 2021).
L'EBITDA reported di Gruppo del 2022 è stato pari a 1.170,3 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 277,1 M€ dell'esercizio 2021. La variazione positiva è da ricondursi in primo luogo alle migliori condizioni di scenario che come menzionato, hanno beneficiato di un forte apprezzamento dei crack del diesel e della benzina nonché di un apprezzamento del dollaro verso l'euro; positività che sono state solo in parte compensate da un maggior costo ed una maggiore complessità sul fronte dell'approvvigionamento della materia prima (incremento del prezzo del brent e dei premi dei grezzi in special modo per le tipologie leggeri), da un indebolimento del crack della nafta, dall'incremento dei costi energetici solo in parte compensati dagli effetti del Decreto Sostegni Ter e da una struttura di mercato in "backwardation" che ha penalizzato i costi di approvvigionamento della materia prima ed i costi indotti dalle attività di copertura del rischio sugli inventari. La performance commerciale è stata caratterizzata da una migliore valorizzazione delle produzioni presso tutti i canali di vendita e da un miglioramento dei risultati delle attività di trading. La programmazione della produzione è stata penalizzata da una minore varietà di grezzi disponibili sul mercato e da un peggioramento della qualità di alcune di queste tipologie. Per quanto concerne gli aspetti produttivi, al netto degli impatti indotti dall'incremento della marginalità unitaria, il 2022 è stato caratterizzato da una performance complessivamente superiore rispetto a quella del 2021 sebbene in un contesto caratterizzato da un piano manutentivo più oneroso. Inoltre, per quanto concerne le dinamiche di prezzo delle commodities sulle rimanenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura) nel 2022 queste hanno beneficiato di un apprezzamento di 9,6 milioni di Euro rispetto ad un apprezzamento di 226,5 M€ realizzato nel medesimo periodo del 2021. Le poste non ricorrenti nel 2022 hanno avuto un impatto negativo per 34,3 milioni di Euro dovuto: alla svalutazione di alcune immobilizzazioni materiali , alla svalutazione di alcuni crediti legati ad operazioni riferite ad esercizi precedenti, agli accantonamenti sul costo del personale relativi ad alcuni accordi di risoluzione consensuale, di alcuni crediti legati ad operazioni straordinarie, all'accantonamento di fondi per attività di bonifica in parte compensati dalla rettifica di certificati CIC di competenza del 2021. Le poste non ricorrenti nel 2021 erano state negative per 19,3 milioni di Euro prevalentemente da ricondursi ad oneri per emissioni di CO2 di pertinenza del 2021. Si segnala infine che l'EBITDA reported del 2022 riflette l'effetto del Decreto Sostegni Ter rispettivamente a riduzione dei costi energetici per 121,9 milioni di Euro e ad una limitazione delle tariffe di vendita dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (eolico) per 25,4 milioni di Euro.
Il Risultato Netto reported di Gruppo è stato pari a 416,9 milioni di Euro, rispetto ad un valore di 9,3 milioni di Euro conseguiti nel 2021. In aggiunta a quanto evidenziato a livello di EBITDA tale scostamento è da ricondursi prevalentemente ai maggiori oneri finanziari (principalmente dovuti al rafforzamento del dollaro ed al conseguente impatto sui risultati dei relativi derivati di copertura) ed alle maggiori imposte correnti, dovute all'incremento dell'imponibile dell'esercizio oltre all'effetto della cosiddetta "tassazione sugli extraprofitti" come meglio descritto in Nota Integrativa.
L'EBITDA comparable di Gruppo si è attestato a 1.136,7 milioni di Euro in incremento rispetto ai 54,1 milioni di Euro conseguiti nel 2021. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported non include il sopracitato effetto positivo dello scenario sulle differenze inventariali 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 incremento rispetto al 2021 si compone di uno scostamento positivo 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 2022 è stato pari a 709,8 milioni di Euro, rispetto ad una perdita di 136,0 milioni di Euro nell'esercizio precedente, per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto Reported, al netto: degli effetti dello scenario sulle differenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura), delle poste non ricorrenti e della "tassazione sugli extra-profitti" " pari a circa 266 milioni di Euro.
Gli investimenti nel 2022 sono stati pari a 105,7 milioni di Euro, superiori rispetto ai livelli del 2021 (pari a 77,8 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.
Nelle tabelle successive vengono presentati i dettagli sul calcolo di EBITDA e Risultato Netto comparable per gli esercizi 2022 e 2021.
| Milioni di Euro | 2022 | 2021 |
|---|---|---|
| EBITDA reported | 1170,3 | 277,1 |
| Utili / (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari | (9,6) | (226,5) |
| Derivati su cambi | (58,3) | (15,8) |
| Poste non ricorrenti | 34,3 | 19,3 |
| EBITDA comparable | 1136,7 | 54,1 |
| Milioni di Euro | 2022 | 2021 |
|---|---|---|
| RISULTATO NETTO reported | 416,9 | 9,3 |
| Utili e (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari al netto delle imposte | (6,9) | (163,3) |
| Poste non ricorrenti al netto delle imposte | 299,8 | 18,0 |
| RISULTATO NETTO Comparable | 709,8 | (136,0) |
Nel quarto trimestre dell'esercizio 2022 i ricavi del Gruppo sono stati pari a 3.871 milioni di Euro rispetto ai 2.797 milioni di Euro realizzati nel quarto trimestre dello scorso esercizio. La significativa variazione è prevalentemente da ricondursi all'apprezzamento dei principali prodotti petroliferi ed al rafforzamento del dollaro rispetto all'euro. Dal punto di vista delle principali variabili produttive: le lavorazioni di raffineria sono state pari a 24,4 milioni di barili (-4% vs 2021) per maggiori interventi manutentivi, le produzioni di energia elettrica non rinnovabile sono state pari a 1.081 GWh (+1% vs 2021), le produzioni di energia elettrica rinnovabile pari a 67,8 GWh (-18% vs 2021) e le vendite del canale Marketing sono state pari a 910 migliaia di tonnellate (+8% vs 2021).
L'EBITDA reported di Gruppo del quarto trimestre del 2022 è stato pari a 115,9 milioni di Euro, in riduzione rispetto ai 163,6 M€ del quarto trimestre del 2021. Tale variazione negativa è da ricondursi all'impatto delle dinamiche di prezzo delle commodities sulle rimanenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura) che nel quarto trimestre del 2022 hanno subito una riduzione di 158,0 milioni di Euro rispetto ad un apprezzamento di 120,7 M€ realizzato nel medesimo periodo del 2021. Si evidenzia che al netto di tale effetto la gestione caratteristica tra i due periodi ha conseguito un miglioramento sia per gli effetti del miglioramento dello scenario che per le migliori performance realizzate. In ultimo, per le poste non ricorrenti si segnala un impatto negativo di 28,9 milioni di Euro nel 2022, rispetto ad un valore pari a 13,1 milioni di Euro nel 2021. Si segnala infine che l'EBITDA reported del quarto trimestre 2022 riflette l'effetto del Decreto Sostegni Ter rispettivamente a riduzione dei costi energetici per ca 38,7 milioni di Euro e ad una limitazione delle tariffe di vendita dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (eolico) per ca 6,1 milioni di Euro. Il trimestre ha altresì beneficiato di 3,8 milioni di Euro dovuti al rilascio dei maggiori stanziamenti effettuati nei primi nove mesi relativi a differenti ipotesi di applicazione dei limiti di prezzo.
Il Risultato Netto reported di Gruppo è stato pari a 69,7 milioni di Euro, rispetto ad un valore di 44,2 milioni di Euro conseguiti nel 2021. In aggiunta a quanto evidenziato a livello di EBITDA tale scostamento è da ricondursi prevalentemente ai minori oneri finanziari (principalmente dovuti all'indebolimento del dollaro nell'ultimo trimestre ed al conseguente impatto sui risultati dei relativi derivati di copertura) ed alle minori imposte correnti nel trimestre.
L'EBITDA comparable di Gruppo si è attestato a 319,7 milioni di Euro in incremento rispetto ai 43,5 milioni di Euro conseguiti nel quarto trimestre del 2021. Tale risultato, rispetto all'EBITDA reported non include il sopracitato effetto negativo dello scenario sulle differenze inventariali 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 incremento rispetto al quarto trimestre del 2021 è dovuto ad un maggior risultato raggiunto nel segmento "Industrial & Marketing" in parte compensato dai minori risultati raggiunti nel segmento "Renewables"; entrambi gli scostamenti saranno meglio declinati nella sezione "Analisi dei Segmenti".
Il Risultato Netto comparable di Gruppo nel quarto trimestre del 2022 è stato pari a 260,0 milioni di Euro, rispetto ad una perdita di 26,3 milioni di Euro nel medesimo periodo dell'esercizio precedente, per effetto degli stessi fenomeni descritti per il Risultato Netto Reported, al netto: degli effetti dello scenario sulle differenze inventariali oil (al netto dei relativi derivati di copertura), delle poste non ricorrenti e della "tassazione sugli extra-profitti".
Gli investimenti nel quarto trimestre del 2022 sono stati pari a 39,2 milioni di Euro superiori rispetto ai livelli del quarto trimestre del 2021 pari a 29,6 milioni di Euro prevalentemente per le maggiori attività di sviluppo delle Rinnovabili.
Nelle tabelle successive vengono presentati i dettagli sul calcolo dell'EBITDA comparable e del Risultato Netto comparable per gli esercizi 2022 e 2021, e per il quarto trimestre degli esercizi 2022 e 2021.
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Q4/22 | Q4/21 |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA reported | 1.170,3 | 277,1 | 115,9 | 163,6 |
| Utili / (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari |
(9,6) | (226,5) | 158,0 | (120,7) |
| Derivati su cambi | (58,3) | (15,8) | 16,9 | (12,5) |
| Poste non ricorrenti | 34,3 | 19,3 | 28,9 | 13,1 |
| EBITDA comparable | 1.136,7 | 54,1 | 319,7 | 43,5 |
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Q4/22 | Q4/21 |
|---|---|---|---|---|
| RISULTATO NETTO reported | 416,9 | 9,3 | 69,7 | 44,2 |
| Utili e (perdite) su inventari e su derivati di copertura degli inventari al netto delle imposte |
(6,9) | (163,3) | 113,9 | (87,1) |
| Poste non ricorrenti al netto delle imposte | 299,8 | 18,0 | 76,4 | 16,6 |
| RISULTATO NETTO Comparable | 709,8 | (136,0) | 260,0 | (26,3) |
La Posizione Finanziaria Netta al 31 dicembre 2022, ante effetti dell'applicazione dell'IFRS 16, è risultata positiva per 269 milioni di Euro, rispetto alla posizione negativa per 453 milioni di Euro riportata al 31 dicembre 2021.
Nel 2022 il flusso di cassa è stato complessivamente pari a 722 milioni di Euro. Tale flusso è da ricondursi in primo luogo alla gestione operativa, che grazie agli elevati margini, ha generato 1.108 milioni di Euro. La variazione del capitale circolante riconducibile prevalentemente ad incrementi del valore degli inventari e riduzioni dei debiti commerciali in parte compensati dalle dinamiche di pagamento della CO2. Gli investimenti hanno assorbito 106 milioni di Euro ed il pagamento degli interessi ed oneri finanziari e delle tasse ha assorbito 135 milioni di Euro, ivi incluso il pagamento della "tassazione sugli extraprofitti" relativa al cosiddetto "Sostegni TER".
Si ricorda inoltre che nel 2022 è stato firmato con Intesa San Paolo, BPM e Unicredit un finanziamento da 312,5 milioni di Euro con scadenza marzo 2028 assistito da garanzia emessa da SACE per il 70% del finanziamento. Tale finanziamento ha ridefinito il profilo di maturità del debito, consentendo il rimborso anticipato della linea di credito a medio lungo termine da 50 milioni di Euro di Unicredit, in scadenza nel mese di agosto 2023, e il prestito obbligazionario da 200 milioni di Euro con scadenza dicembre 2022. Si segnala che queste posizioni debitorie al 31 dicembre 2021 , così come quota pari ad 321 milioni di Euro del finanziamento siglato nel 2020 erano esposte rispettivamente fra i "Finanziamenti bancari correnti" e "Quota a breve dei finanziamenti a MLT" (per maggiori dettagli si rimanda alla Relazione sulla Gestione del bilancio al 31 dicembre 2021).
In ultimo si segnala che le disponibilità liquide ed equivalenti al 31 dicembre 2022 ammontano a 707 milioni di Euro e che tale importo verrà in parte utilizzato per il pagamento del debito residuo in regime di essenzialità, per il pagamento delle imposte ordinarie e della quota restante della cosiddetta "tassazione sugli extraprofitti" come meglio descritto in Nota Integrativa.
Nel 2022, grazie al rientro dell'emergenza pandemica e al mutato scenario petrolifero, il Gruppo ha ritrovato la storica capacità di generazione di cassa dalla gestione caratteristica registrando una posizione finanziaria netta positiva alla fine dell'esercizio pari a 269 milioni di Euro (ante IFR16) e 227 milioni di Euro (post IFR16).
Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota Integrativa.
| Milioni di Euro | 2022 | 2021 |
|---|---|---|
| Finanziamenti bancari a medio e lungo termine | (401) | (6) |
| Prestiti obbligazionari a medio e lungo termine | 0 | 0 |
| Altre passività finanziarie a medio e lungo termine | (4) | (5) |
| Altre attività finanziarie a medio e lungo termine | 4 | 4 |
| Posizione finanziaria netta a medio e lungo termine | (402) | (7) |
| Finanziamenti bancari correnti | (119) | (385) |
| Quota a breve dei finanziamenti bancari a MLT | 0 | (200) |
| Debiti verso banche per c/c passivi | (12) | (163) |
| Altre passività finanziarie a breve termine | (22) | (114) |
| Fair value derivati e differenziali netti realizzati | 7 | (9) |
| Altre attività finanziarie | 110 | 58 |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 707 | 367 |
| Posizione finanziaria netta a breve termine | 670 | (446) |
| Totale Posizione Finanziaria Netta ante lease liability ex IFRS 16 | 269 | (453) |
| Debiti finanziari per beni in leasing ex IFRS 16 | (41) | (41) |
| Totale Posizione Finanziaria Netta post lease liability ex IFRS 16 | 227 | (495) |
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), ed 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, ed assicura prossimità sia con vari paesi fornitori di grezzo che con i principali mercati di consumo dei prodotti raffinati.
La domanda petrolifera globale nel 20222 ha registrato una media di 99,96 mb/g,superando nella seconda metà dell'anno i livelli pre-covid del 2019, sopra i 100 mb/g. A tale andamento hanno contribuito principalmente le economie dei paesi OCSE, in particolare Europa e USA, mentre sulla crescita della Cina, hanno pesato le restrizioni anti-Covid, allentate solo alla fine dell'anno. In particolare, la crescita economica europea nel 2022, stimata a gennaio dal FMI pari al +3,5%, è stata più resiliente del previsto nonostante il forte shock negativo in termini di inflazione provocato dalla guerra in Ucraina.
In Europa, maggiori consumi petroliferi sono derivati anche da una maggior domanda di olio combustibile, greggio e distillati medi come alternativa al gas naturale e LNG come alternativa nell'utilizzo nei processi di generazione elettrica e nella grande industria, inclusa la raffinazione. Il forte apprezzamento del gas dopo lo scoppio del conflitto russo ucraino e il tentativo di preservarne il più possibile gli stoccaggi, hanno infatti portato a un maggior consumo di combustibili alternativi, per la loro relativa maggiore economicità.
Guardando al settore della raffinazione le lavorazioni sono aumentate di oltre 2 mb/g, tornando nel mese di novembre e dicembre ai livelli pre-covid (oltre 82 mb/g), grazie alla conclusione di fasi di manutenzione in US e di scioperi in Europa e all'avvio di nuova capacità in Cina. Guardando anche al dato delle scorte petrolifere globali, i dati IEA riflettono un mercato sostanzialmente in equilibrio alla fine dell'anno3 .
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") con riferimento al mercato Europeo, che costituisce il contesto principale in cui opera il segmento Raffinazione del Gruppo Saras.
| 1 Valori medi anno |
2022 | 2021 | 2020 |
|---|---|---|---|
| Greggio (\$/bl) | |||
| prezzo Brent Datato (FOB Med) | 101.5 | 70,9 | 41,8 |
| prezzo Ural (CIF Med) | 77.8 | 69,8 | 42,1 |
| Differenziale "heavy-light" | -23.7 | -1,1 | +0,2 |
| Prodotti raffinati (\$/ton) | |||
| prezzo ULSD | 1,038.8 | 579,4 | 362,1 |
| prezzo Benzina 10ppm | 990.5 | 670,7 | 381,8 |
| prezzo HSFO | 451.6 | 375,3 | 214,5 |
| Crack spreads (\$/bl) | |||
| crack spread ULSD | 37,7 | 6,8 | 6,7 |
| crack spread Benzina | 17,1 | 9,5 | 3,9 |
| crack spread HSFO | -29.8 | -11,3 | -7,8 |
| Altri indicatori di redditività | |||
| Reference Margin (\$/bl) | 9.6 | -2.0 | -0,2 |
| Cambio USD/EUR | 1,053 | 1,183 | 1,141 |
Fonte "Platts" per prezzi e crack spreads, ed "EMC-Energy Market Consultants" per quanto riguarda il margine benchmark "Reference Margin".
Nel 2022, il Brent Dtd ha registrato una quotazione media di 101,5 \$/bbl rispetto a una quotazione media di 70,9 \$/bbl nel 2021. Il confronto deve tenere conto di uno scenario profondamente mutato nei due periodi.
L'inizio del 2022 ha visto un'accelerazione al rialzo delle quotazioni rispetto alla tendenza registrata nel corso del 2021 con il rientro dell'emergenza pandemica: una domanda ai livelli pre-Covid e un'offerta carente in particolare per le produzioni inferiori ai target dei paesi produttori dell'Opec, hanno fatto registrare aumenti di oltre il 15% nelle quotazioni del Brent, che nel mese di gennaio superava la soglia di 90 \$/bbl per la prima volta in più di sette anni.
Lo scoppio del conflitto russo-ucraino ha portato nuovi aumenti: il progressivo allontanamento dei paesi occidentali dal mercato russo ha innescato un crollo delle quotazioni del grezzo Ural e un rialzo delle quotazioni del Brent, che ha toccato picchi di oltre 138 \$/bbl nella prima settimana di marzo. Tale situazione non è stata controbilanciata da maggiori produzioni da parte dei paesi
2 Stime IEA, Oil Market Report 15 febbraio 2023
3 Oil "implied balance" (domanda – offerta) leggermente positivo in Q4/22 e pari in media a 0.62 mb/giorno.
produttori dell'alleanza OPEC+ che si sono mantenute a livelli significativamente inferiori rispetto a quanto previsto dai precedenti impegni, riportando, come nel caso di Nigeria e Angola, difficoltà operative nell'assecondare i target prefissati. Minori esportazioni dalla Libia e dal Kazakistan, gravati dalle tensioni politiche, hanno inoltre neutralizzato gli incrementi di produzione dell'Arabia Saudita.
Tra marzo e aprile le quotazioni del Brent si sono riportate a valori più contenuti, intorno ai 100\$/bbl. Nel mese di marzo, infatti, i 31 paesi membri dell'IEA (Agenzia Internazionale per l'Energia) hanno rilasciato oltre 180 milioni di barili di scorte di emergenza, da rendere disponibili in soli due mesi, la misura di emergenza più importante adottata nella storia dell'Agenzia. Inoltre, le preoccupazioni legate a una recrudescenza della pandemia da covid in Cina e i timori di un rallentamento dell'economia in USA ed Europa, hanno contribuito a ribilanciare le quotazioni del Brent.
Tra maggio e giugno, tuttavia, la rapida adozione del sesto pacchetto di sanzioni dell'UE sulle esportazioni russe ha rinnovato le tensioni sui prezzi, che a metà giugno si sono riportati sopra i 130\$/bbl.
Questo scenario ha determinato un valore medio del Brent Dtd di 103 \$/bbl e 114 \$/bbl rispettivamente nel Q1 e nel Q2.
In Q3, le quotazioni del grezzo hanno visto una progressiva flessione, registrando un valore medio di 100,8\$/bbl. A partire dal mese di luglio, infatti, l'offerta mondiale di petrolio è progressivamente aumentata, grazie alla fine di una serie di manutenzioni nelle piattaforme del Mare del Nord e Canada, ma soprattutto grazie ai paesi dell'OPEC+ e in particolare dell'Arabia Saudita, Kuwait e Kazakistan, che hanno aumentato le produzioni in linea con i target. La produzione della Libia, inoltre, è tornata sul mercato dopo alla revoca di metà luglio della forza maggiore. In parallelo, è proseguito anche il rilascio di elevati volumi di grezzo dalle scorte strategiche USA.
Sulle quotazioni del Brent hanno poi pesato una domanda petrolifera che è cresciuta meno del previsto, per il prolungarsi dei lockdown in Cina e per i timori di un rallentamento economico nelle principali economie avanzate, visti gli elevati costi energetici in Europa e gli annunci di politiche restrittive sui tassi da parte delle banche centrali europea e americana, a contenimento della crescente inflazione.
In Q4 il Brent Dtd ha registrato una marcata flessione con una quotazione media di 88,9\$/bl (-11,9\$/bl vs. il trimestre precedente): nonostante alcuni temporanei segnali di miglioramento, le prospettive di recessione e di una conseguente domanda petrolifera più debole nel breve termine in USA ed Europa, insieme ad un allentamento solo modesto delle politiche zero-Covid in Cina, hanno pesato sulle quotazioni. Sulla domanda petrolifera inferiore al previsto hanno inoltre inciso le temperature particolarmente miti nell'emisfero settentrionale, e in particolare in Europa.
Dal punto di vista dell'offerta, il quarto trimestre ha visto ridursi i timori per la scarsità di grezzo che si erano accumulati nei mesi precedenti, sulla prospettiva degli embarghi dell'UE nei confronti della Russia e di tagli da parte dell'OPEC+. Nonostante i freni dell'OPEC+ e gli ulteriori cali previsti dal lato dell'offerta, principalmente dalla Russia, la produzione mondiale è stimata (IEA) comunque superiore alla domanda alla fine del 2022 e il primo trimestre del 2023.
I raffinatori europei hanno inoltre costruito scorte precauzionali di greggio prima del 5 dicembre, scadenza per l'embargo dell'UE. Il 5 dicembre sono entrati in vigore il divieto dell'UE sulle importazioni di greggio russo e un limite di prezzo del G7 sulle esportazioni di greggio russo trasportato via mare a 60 \$/bbl.
Il differenziale "heavy-light" (ovvero tra grezzi "Urals" e "Brent") nel 2022 ha registrato uno sconto medio elevato, pari a 23,7 \$/bbl (pari a 1,1 \$/bbl nel 2021). Le dinamiche descritte che hanno portato al crollo della domanda di grezzi russi hanno fortemente ampliato lo sconto dell'Ural MED, che nel Q2 ha registrato una media di 34\$/bbl. I volumi russi si sono quindi progressivamente riorientati, in gran parte verso India e Cina, consentendo una lieve ripresa di valore dell'Urals, che in Q3 ha registrato uno sconto medio nel bacino del Mediterraneo di ca. 26 \$/bbl (1,8\$/bbl in Q3 / 2021). Anche in Q4 i grezzi russi hanno trovato acquirenti solo nei mercati asiatici (Cina ed India), anche per l'entrata in vigore in data 5 dicembre dell'embargo ai grezzi russi stabilito dall'UE, con uno sconto medio dell'Urals vs. Brent pari a -24\$/bbl.
Questo fenomeno ha dall'altra parte comportato un apprezzamento dei grezzi sweet (vd. Azeri) che, in un contesto di domanda elevata e alti costi energetici, vengono spesso preferiti ai crudi a più alto contenuto di zolfo, che richiedono processi di desolforazione più onerosi: il premio medio del grezzo sweet Azeri nel 2022 si è attestato a +5,3 \$/bbl (rispetto a un premio medio di +1,7 \$/bbl nel 2021).
Il crack della benzina nel 2022 ha registrato una media pari a +17,1 \$/bbl (vs. +9,5 \$/bbl nel 2021). Nei primi tre mesi dell'anno il margine, pari in media a +9,4 \$/bbl, si è mantenuto sostanzialmente in linea all'ultimo trimestre del 2021, quando la benzina aveva già mostrato il pieno recupero dagli effetti della crisi pandemica.
Lo scoppio della guerra ha in un primo momento impattato meno sulle esportazioni di benzina, uno dei pochi prodotti in cui la Russia non gioca un ruolo significativo in termini di approvvigionamento sui mercati globali. Tuttavia, alcune caratteristiche del prodotto, quali la significativa stagionalità e le differenze geografiche nelle specifiche, hanno influito sull'eccezionale aumento dei prezzi registrato a partire dal mese di aprile. L'elevata domanda registrata sia in Europa sia in USA con l'avvio della stagione estiva non ha infatti trovato riscontro nell'offerta, condizionata da una ridotta capacità di raffinazione (molte raffinerie che lavoravano principalmente benzina sono state chiuse nell'ultimo decennio sia in Europa sia In USA) e dalla minore produzione dovuta alla rimodulazione delle rese in favore del diesel nel periodo immediatamente successivo allo scoppio della guerra. Inoltre, la carenza di componenti alto-ottaniche ha ulteriormente limitato la produzione di benzina. In Q2 il crack della benzina ha quindi toccato un valore medio record di +31,9 \$/bbl. A partire dal mese di luglio e nel corso del Q3 il prezzo della benzina si è velocemente riportato a valori più simili a quelli stagionali storici registrando una media pari a +13,7\$/bbl (+12,6 \$/bbl in Q3/2021), principalmente per un ribilanciamento dei consumi dopo i picchi della «driving season». Il lungo produttivo di benzina è stato ulteriormente accentuato dalle lavorazioni spinte delle raffinerie, che nei mesi precedenti hanno cercato di rispondere alla domanda elevata del diesel, aumentando le lavorazioni e nel contempo anche la produzione di benzina.
In Q4 il crack della benzina ha registrato una media di 14,4\$/bbl (13,7\$/bbl nel Q4 del 2021): tra ottobre e inizio novembre recuperando dai minimi di fine Q3, per le minori lavorazioni dovute a una serie di una serie di scioperi che si sono prolungati nella prima metà di ottobre in particolare in Francia e ai cicli di manutenzioni autunnali che hanno ridotto le lavorazioni di molte raffinerie, sia in Europa che negli USA. Dalla seconda metà di novembre e per tutto il mese di dicembre, il crack ha subito una nuova flessione imputabile oltre che al rallentamento del traffico stradale stagionale, a un generalizzato lungo produttivo, con le raffinerie ritornate a produrre a piena capacità in Europa e negli USA.
Il confronto tra i due periodi deve necessariamente tenere conto di uno scenario drasticamente mutato nei due periodi, e caratterizzato nel 2021 ancora dagli effetti penalizzanti della crisi pandemica con una conseguente ripresa lenta nei consumi di diesel, e nel 2022 dalle conseguenze del conflitto russo-ucraino, tra cui la progressiva riduzione della disponibilità di gasolio in Europa, storicamente tra i principali importatori del prodotto russo (con importazioni che potevano raggiungere gli 800-900 kbbl/g, ca. il 35% delle importazioni europee di gasolio, pari al 10-12% del totale fabbisogno del continente4 ). Nei primi mesi dell'anno, i margini del diesel registravano livelli prossimi a quelli pre-pandemia (+11 ÷ 12 \$/bbl), grazie al recupero della domanda ai livelli medi stagionali. Alla fine di febbraio, lo scoppio del conflitto ha innescato una volatilità delle quotazioni senza precedenti. Inoltre, oltre alla progressiva sostanziale riduzione delle importazioni di prodotti raffinati dalla Russia, anche quella di crudi sour Urals, largamente impiegati nelle raffinerie europee nella produzione di distillati medi, ha costretto numerosi impianti, con limitate capacità di hydrotreating nella lavorazione di altre qualità di grezzi, a ridurre le lavorazioni. Questo shock dell'offerta si è sommato a una preesistente scarsa capacità inutilizzata di raffinazione in Europa e negli Stati Uniti, aggravata negli ultimi due anni dagli impatti della pandemia sul settore5 . Il crack del diesel ha quindi registrato in Q2 un valore medio di +44,8\$/bl.
In Q3, dopo una parziale flessione a luglio, dovuta alle elevate esportazioni di distillati medi dall'Asia verso l'Europa, il crack del diesel ha ripreso un trend crescente, segnando una media di +42 \$/bbl (+7 \$/bbl in Q3 / 2021), in un contesto sempre caratterizzato da domanda sostenuta e offerta insufficiente. Inoltre, l'incombente embargo dell'UE sul diesel russo (a decorrere da inizio febbraio 2023) ha generato un'ulteriore spinta rialzista sui crack.
Nel quarto trimestre 2022, il crack del diesel è stato pari a +45,1 \$/bbl (11,1 \$/bbl nel Q4/21), a causa di forti tensioni sul lato dell'offerta: alle fermate per manutenzioni stagionali si sono sommate quelle causate da una serie di scioperi che hanno interessato per settimane alcune importanti raffinerie francesi. Tra novembre e dicembre, flussi ingenti di importazione dalla Cina e dagli Stati Uniti, e la pausa stagionale nella domanda di carburanti per autotrazione, hanno ridimensionato la media del trimestre.
Il jet fuel, nel 2022, ha registrato un crack medio di +33,1 \$/bbl, (vs. una media di +4,1 \$/bbl nel 2021). Nel periodo pre-conflitto, il traffico aereo aveva mostrato un recupero, in particolare nell'ultimo trimestre del 2021. In seguito allo scoppio del conflitto russo ucraino, il jet, analogamente al diesel, ha ricevuto supporto dalla mancanza di offerta che ha impattato tutto il pool dei distillati medi. Infine, nonostante le cancellazioni dei voli russi abbia agito da freno ad una parte del traffico aereo europeo, la chiusura dello spazio aereo russo e ucraino ha aumentato la durata di numerosi voli intercontinentali tra Europa ed Asia, con maggiori consumi di jet fuel. Per quanto riguarda i voli a corto raggio, in Europa si è registrato un aumento del traffico (i dati di Eurocontrol mostrano un livello ormai tornato entro l'85% del livello di attività del 2019). Nel Q2 il crack del jet si è portato quindi a una media di +44,1 \$/bbl, In Q3 il jet ha registrato un crack in media pari a 36,2 \$/bbl (+4,1\$/bl in Q3 / 2021), in leggera flessione rispetto al Q2, analogamente a quanto descritto per il diesel, per una maggiore offerta derivata dalle importazioni dall'Asia all'Europa. Nell'ultimo trimestre, il jet fuel ha registrato un crack medio pari a 36,6\$/bbl, sostanzialmente in linea con il trimestre precedente, grazie al continuo recupero nel traffico aereo, principalmente in Europa e negli USA.
Il crack del VLSFO nel 2022 ha registrato una media di +2,5 \$/bbl (rispetto a una media di +2,0 \$/bbl nel 2021). I margini del
4 Fonte IEA, International Energy Agency, Oil Market Report, March 2022
5 IEA calcola che negli ultimi 3 anni la capacità di raffinazione globale si sia ridotta di ca. 3mb/giorno.
VLSFO avevano seguito un andamento piuttosto costante nel periodo pre-conflitto, in continuità con i valori in ripresa registrati nell'ultimo trimestre del 2021, a fronte dell'aumento del traffico marittimo e dei consumi di olio combustibile utilizzato per la generazione di energia elettrica in sostituzione del gas. Dopo lo scoppio del conflitto russo ucraino, i prezzi del VLSFO hanno subito un'ascesa, che si è riflessa anche nei costi di nolo, dovuta al supporto derivato dal valore dei distillati medi (da cui dipende la quotazione di talune componenti di blending come ad es. il GAV). La media del crack VLSFO in Q2 è stata pari a 7,4 \$/bbl (quasi raddoppiata rispetto alla media di 3,8 \$/bbl di Q1), con picchi giornalieri oltre i 14 \$/bbl nella prima parte di aprile. In Q3 il crack del VLSFO ha subito una forte flessione registrando un valore medio pari a +2,4 \$/bbl (+0,8 \$/bbl nello stesso periodo del 2021), in calo del 67% rispetto alla media di +7,4\$/bbl registrata del Q2, in particolare dovuto alla riduzione del traffico marittimo di merci, per il rallentamento economico globale. Nell'ultimo trimestre dell'anno il crack del VLSFO ha proseguito la flessione iniziata nel trimestre precedente, segnando una media di -3,7\$/bl, anche per effetto di un sensibile incremento delle importazioni dal Medio Oriente.
Il crack del HSFO nel 2022 ha invece registrato una media di -30,0\$/bbl (rispetto a una media di -11,3\$/bbl nel 2021): nella prima settimana del conflitto, il crack del HSFO è immediatamente crollato fino a -32 \$/bbl; gli operatori occidentali hanno infatti drasticamente tagliato gli approvvigionamenti di olio combustibile dalla Russia, principale esportatore di HSFO a livello globale, con un conseguente forte e continuo deprezzamento del prodotto, il cui crack ha registrato una media di -21 \$/bbl in Q1, di -28,1 \$/bbl in Q2 e -38,4 4/bbl in Q3. Nel quarto trimestre del 2022, pur in un contesto di forte scontistica, l'olio combustibile HS ha ritrovato un trend di leggera ripresa, segnando una media di -31,9\$/bl, riconducibile a un maggior utilizzo del combustibile - a fronte della notevole economicità rispetto al VLSFO, apprezzatosi con la crisi russo-ucraina – in particolare da parte di navi dotate di scrubber.
La tendenza fortemente rialzista che a partire dal terzo trimestre del 2021 ha interessato il mercato del gas naturale e quello, ad esso collegato, dell'energia elettrica, si è aggravata nel 2022 con lo scoppio del conflitto russo-ucraino. La volatilità ha caratterizzato tutto il primo trimestre del 2022, con un prezzo spot del gas naturale al TTF (il mercato di riferimento europeo per il gas naturale) che ha toccato la cifra record di 212 €/MWh il 7 marzo. Nei mesi successivi l'andamento ha seguito una parabola ascendente raggiungendo a fine agosto un massimo storico di 346 €/MWh, in seguito all'annuncio della chiusura del gasdotto NordStream per "manutenzione" da parte della Russia. Le misure adottate dai paesi europei per rispondere all'emergenza energetica - diversificazione geografica degli approvvigionamenti, corsa agli stoccaggi prima della stagione invernale, ricorso a fonti alternative al gas e misure di riduzione dei consumi – insieme a una stagione invernale più mite del previsto, hanno contribuito a una progressiva discesa delle quotazioni. In particolare, l'intesa raggiunta in Europa lo scorso 19 dicembre per fissare un tetto massimo ai prezzi del gas naturale a 180 €/MWh a partire dal 15 febbraio 2023, ha contribuito a riportare rapidamente le quotazioni sotto i 100€/MWh.
In questo contesto, il prezzo dell'energia elettrica (Prezzo Unico Nazionale o PUN) ha registrato nel 2022 una quotazione media di 303 €/MWh (125 €/MWh nel 2021) con un andamento estremamente volatile6 che ha toccato un picco di oltre 706 €/kWh a fine agosto e un sostanziale ridimensionamento in Q4 con una media di 268 €/MWh (242 €/MWh in Q4 /21), grazie ai fenomeni sopra descritti relativamente all'andamento del prezzo del gas.
Per far fronte a questa emergenza il decreto Sostegni ter (DL 4/2022, convertito, con modificazioni, dalla legge n. 25), ha disposto il riconoscimento di un contributo straordinario, sotto forma di credito d'imposta, a parziale compensazione dei maggiori oneri sostenuti per l'energia elettrica acquistata e impiegata nell'attività economica durante i quattro trimestri del 2022, in favore delle «imprese a forte consumo di energia elettrica» (cosiddette "imprese energivore"7 ), come la società Sarlux srl, controllata del Gruppo Saras.
Le quotazioni EUA dei permessi europei per le emissioni di anidride carbonica hanno registrato nel 2022 una media pari a 81 €/ton (53,2 €/ton nel 2021), con elevata volatilità nel corso dei mesi, ma medie abbastanza stabili nei vari trimestri.
In Italia, secondo i dati rilevati da Unione Energie per la Mobilità (UNEM), nel 2022 i consumi di prodotti petroliferi sono stati superiori del +2,7% rispetto ai consumi registrati nel 2021, ma ancora inferiori (-4,4%) a quelli registrati nel 2019.
I consumi di carburanti da autotrazione (benzina e gasolio) hanno mostrato un recupero significativo e pari al +4,8% rispetto al 2021, grazie a una forte ripresa della benzina (+11,5%), del diesel (+5,9%) e anche del jet fuel, grazie alla ripresa del traffico aereo (+74,4%). Rispetto al 2019 invece la domanda complessiva si è dimostrata in crescita nel caso della benzina (+7,2%), sostanzialmente in linea nel caso del diesel (-0,8%), ma ancora inferiore nel caso del jet fuel (-23,6%). Si rileva il maggior consumo di benzina abbinato all'elettrico nei motori dual fuel di nuova immatricolazione. In particolare, il Q4 ha mostrato un trend di
6 Registrando una media di 248 €/MWh in Q1 (59 €/MWh in Q1 2021), di 249 €/MWh in Q2 (75 €/MWh in Q2 /21), e di 472 €/MWh in Q3 (125 €/MWh in Q3/21) 7 Come descritte al decreto del Ministro dello sviluppo economico 21 dicembre 2017, pubblicato per comunicato nella Gazzetta Ufficiale n. 300 del 27 dicembre 2017".
vendita dei prodotti petroliferi in flessione rispetto al 2021 (-2,1%) ed ancora più negativo rispetto al 2019 (-4,8%) per effetto della limitata domanda del jet fuel e della mite stagione invernale. La domanda dei carburanti è stata invece stabile vs il 2021 (+0,1%) ma in crescita rispetto al 2019 (+2,5%) per effetto della forte domanda di benzina (+7,6% vs '21 e + 11,4% vs '19).
Passando all'analisi del mercato spagnolo, i dati compilati da CORES mostrano che nel 2022 il consumo dei carburanti autostradali è aumentato del +3,1% vs il 2021, in particolare la benzina ha registrato un incremento del +9,7% mentre il consumo di gasolio auto ha registrato un incremento del +1,5%. Guardando al solo mese di dicembre si evidenzia un maggior consumo di carburanti pari a un +8,1% rispetto al dicembre 2021, con un incremento della benzina del +16,3% e di gasolio del +6,0%.
Anche confronto con il dato pre-pandemia del 2019, basato sul solo mese dicembre, mostra un deciso incremento con un aumento dei carburanti stradali nel dicembre 2022 più elevato del +6,2% rispetto al dicembre 2019 (benzina +16,6% e gasolio +3,6%).
Per quanto concerne l'analisi della redditività del segmento Industrial & Marketing, Saras utilizza come riferimento il margine di raffinazione "EMC Reference Margin" benchmark, rispetto al quale la raffineria di Saras consegue tipicamente un margine superiore grazie alle caratteristiche di elevata flessibilità e complessità dei propri impianti, oltre che dell'andamento delle operazioni industriali e commerciali.
Nel 2022 l'EMC Reference Margin, alla luce del contesto di mercato descritto nel paragrafo precedente, si è attestato a una media di 9,6 \$/bbl (vs un EMC Reference Margin negativo pari a -2,0 \$/bbl nel 2021). Il margine Saras è stato mediamente pari a 16,4 \$/bbl (4,5 \$/bbl nel 2021), evidenziando un premio di +6,8 \$/bbl (+6,5 \$/bbl nel 2021). Il maggiore premio realizzato nel 2022 è prevalentemente da ricondursi alle migliori performance commerciali realizzate sia nella valorizzazione dei prodotti di raffineria presso tutti i canali di vendita sia tramite le attività di Trading. Si evidenzia che nel 2022 considerati gli elevati livelli di marginalità offerti dal mercato, la gestione operativa è stata orientata alla massimizzazione dei volumi produttivi, talune volte rinunciando a ottimizzazioni di secondo livello con impatti sul livello di premio raggiunto.
Nel Q4 2022 l'EMC Reference Margin si è attestato a una media di 13,3 \$/bbl (vs una media negativa di -1,5 \$/bbl in Q4/21). Il margine Saras è stato pari a 17,5 \$/bbl (5,0\$/bbl nello stesso periodo dell'esercizio precedente), evidenziando un premio di +4,2 \$/bbl (6,5 \$/bbl nel Q4 del 2021). Il premio nel quarto trimestre è stato inferiore rispetto a quello realizzato nei trimestri precedenti sia per effetto di un peggioramento della performance produttiva sia per gli impatti negativi degli elevati premi riscontrati sui grezzi a basso tenore di zolfo.
Per esporre in maniera coerente l'andamento delle attività del Gruppo, le informazioni delle singole società sono ricondotte ai segmenti di business individuati; si ricorda che dal 1° gennaio 2021 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.
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 di lavorazione di 15 milioni di tonnellate/anno, corrispondenti a circa il 17% della capacità totale di distillazione in Italia e una capacità di generazione elettrica installata di 575 MW. Si ricorda che, per quanto concerne le attività di generazione di energia elettrica, in seguito alla delibera 630/2021 del 28 dicembre 2021 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 2022.
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Var % | Q4/22 | Q4/21 | Var % |
|---|---|---|---|---|---|---|
| EBITDA reported | 1132,5 | 243,7 | 365% | 105,1 | 146,1 | -28% |
| EBITDA comparable | 1098,9 | 20,7 | n.s. | 308,9 | 25,2 | n.s. |
| di cui: relativo al canale Marketing | 55,0 | 34,9 | 58% | 13,8 | 10,2 | 36% |
| EBIT reported | 935,8 | 52,6 | n.s. | 43,1 | 96,1 | -55% |
| EBIT comparable | 915,4 | (170,4) | n.s. | 260,1 | (24,8) | n.s. |
| INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI | 86,8 | 69,4 | 25% | 26,3 | 29,6 | -11% |
| FY 2022 | FY 2021 | Var % | Q4/22 | Q4/21 | Var % | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| LAVORAZIONE GREZZI | migliaia di tons | 13.168 | 12.978 | 1% | 3.339 | 3.489 | -4% |
| milioni di barili | 96,1 | 94,7 | 1% | 24,4 | 25,5 | -4% | |
| migliaia barili/giorno | 263 | 260 | 1% | 265 | 277 | -4% | |
| CARICHE COMPLEMENTARI | migliaia di tons | 1.040 | 809 | 29% | 247 | 227 | 9% |
| PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA | GWh | 4.100 | 3.524 | 16% | 1.081 | 1.070 | 1% |
| VENDITE TOTALI | migliaia di tons | 3659 | 3.336 | 10% | 910 | 840 | 8% |
| di cui: in Italia | migliaia di tons | 2412 | 2.156 | 12% | 604 | 567 | 7% |
| di cui: in Spagna | migliaia di tons | 1247 | 1.180 | 6% | 306 | 273 | 12% |
| TASSO DI CAMBIO | EUR/USD | 1,05 | 1,18 | -11% | 1,02 | 1,14 | -11% |
| NUOVO MARGINE BENCHMARK | \$/bl | 9,6 | (2,0) | n.s. | 13,3 | (1,5) | n.s. |
| MARGINE SARAS IND & MKTG | \$/bl | 16,4 | 4,5 | 264% | 17,5 | 5,0 | 251% |
La lavorazione di grezzo nel 2022 è stata pari a 13,17 milioni di tonnellate (96,1 milioni di barili, corrispondenti a 263 mila barili/giorno) in linea rispetto ai livelli produttivi consuntivati nel 2021. Le migliori performance produttive hanno compensato un piano manutentivo più oneroso e gli impatti delle chiusure del porto per maltempo avvenute nel primo trimestre.
La produzione di energia elettrica è stata pari a 4.100 GWh in incremento del 16% rispetto al 2021, prevalentemente in ragione dei rilevanti interventi manutentivi che avevano penalizzato il 2021 e per i differenti assetti produttivi richiesti dal Regime dell'Essenzialità tra i due periodi.
L'EBITDA comparable nel 2022 è stato pari a 1.098,9 milioni di Euro, con un margine Saras Industrial & Marketing pari a + 16,4 \$/bl all'interno del quale il contributo del canale Marketing è pari a 0,8 \$/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 20,7 milioni di Euro e un margine Saras Industrial & Marketing pari a +4,5 \$/bl (all'interno del quale il contributo del canale Marketing è stato di 0,6 \$/bl) dell'esercizio precedente.
Le particolari condizioni di mercato hanno incrementato per ca. 1.123 milioni di Euro la generazione del margine, tale positività è principalmente da ascriversi al rafforzamento dei crack dei principali prodotti petroliferi (diesel e benzina) e al rafforzamento del dollaro; fattori positivi che sono stati parzialmente compensati dall'incremento del prezzo del Brent e dagli incrementi delle premialità dei grezzi in special modo per le qualità leggere e dalla riduzione del crack della nafta. In aggiunta all'andamento delle variabili di mercato, all'interno di tali importi sono stati inclusi anche gli impatti negativi che la struttura di mercato in "backwardation" induce sia sull'approvvigionamento che sulle coperture inventariali relative alle materie prime e gli impatti negativi delle chiusure del porto per maltempo registrati nel primo trimestre del 2022.
Dal punto di vista delle prestazioni operative nel 2022 queste, se confrontate con il medesimo periodo del 2021, sono risultate superiori per ca. 65 milioni di Euro. Tale variazione è inclusiva del contributo per la remunerazione del capitale impiegato dagli impianti assoggettati al regime dell'essenzialità, il cui differenziale tra i due esercizi è pari a 19 milioni di Euro (si ricorda che nel 2021 la remunerazione aveva riguardato il periodo successivo al 21 Aprile 2021 data di inizio del regime dell'essenzialità). In particolare:
I costi variabili di natura industriale, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, nel 2022 sono stati superiori per 96 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo del 2021. Tale scostamento è da ricondursi ai maggiori costi per le forniture di energia elettrica, al netto dei crediti d'imposta riconosciuti alle imprese energivore del Gruppo, ai maggiori costi per emissioni di CO2, alle maggiori controstallie (dovute ai maggiori costi unitari ed agli impatti del maltempo nel primo trimestre), al maggior costo dei catalizzatori (per incremento prezzi unitari e maggiore utilizzo funzionale al conseguimento dei maggiori margini di periodo) e delle utilities per effetto dell'incremento dei costi unitari in parte correlati al prezzo dell'energia elettrica.
Nel 2022 i costi fissi industriali registrano un incremento di ca. 34 M€ rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale scostamento è da ricondursi prevalentemente ai maggiori costi manutentivi ed al maggior costo del personale. Per quanto concerne i costi manutentivi gli incrementi sono dovuti al differente piano manutentivo previsto, all'incremento del volume di attività funzionali al conseguimento del maggiore livello di marginalità e ai fenomeni inflattivi registrati a partire dalla seconda metà dell'anno. I maggiori costi del personale sono dovuti ai rinnovi contrattuali, ai maggiori premi stanziati a fronte dei risultati raggiunti e agli impatti della cassa integrazione che aveva ridotto il costo del personale nel 2021. Si ricorda inoltre che, all'interno dei costi consuntivati, circa 70 milioni di Euro è l'ammontare oggetto dei rimborsi relativi al Regime dell'Essenzialità nel 2022, tale importo era stato di 45 milioni di Euro nell'esercizio precedente con l'avvio del nuovo regime a partire dal 21 Aprile.
Nel 2022 il contributo del canale Marketing all'interno dell'EBITDA comparable è risultato pari a 55,0 milioni di Euro, rispetto ai 34,9 milioni di Euro registrati nel 2021. Tale scostamento è dovuto prevalentemente ai maggiori margini delle vendite realizzate sia in Italia che in Spagna. A tal proposito si segnala che in entrambi i mercati, grazie anche ad un contesto di mercato favorevole, sono incrementati sia i volumi di vendita che i margini unitari realizzati. 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.
La lavorazione di grezzo nel quarto trimestre del 2022 è stata pari a 3,34 milioni di tonnellate (24,4 milioni di barili, corrispondenti a 271 mila barili/giorno) inferiore del 4% rispetto al quarto trimestre del 2021 prevalentemente per le maggiori attività manutentive realizzate nel periodo.
La produzione di energia elettrica è stata pari a 1.081 GWh in linea rispetto al quarto trimestre del 2021 caratterizzato dai medesimi interventi manutentivi e da analoghi assetti produttivi richiesti dal Regime dell'Essenzialità.
L'EBITDA comparable nel quarto trimestre del 2022 è stato pari a 308,9 milioni di Euro, con un margine Saras Industrial & Marketing pari a +17,5 \$/bl all'interno del quale il contributo del canale Marketing è pari a 0,8 \$/bl (come di consueto, già al netto dell'impatto derivante dall'attività manutentiva svolta nel periodo). Ciò si confronta con un EBITDA comparable di 25,2 milioni di Euro e un margine Saras Industrial & Marketing pari a +5,0 \$/bl (all'interno del quale il contributo del canale Marketing è stato di 0,7 \$/bl) nel medesimo trimestre dell'esercizio precedente.
Le particolari condizioni di mercato hanno incrementato per ca. 287 milioni di Euro la generazione del margine, tale positività è principalmente da ascriversi al rafforzamento dei crack dei principali prodotti petroliferi e al rafforzamento del dollaro; fattori positivi che sono stati parzialmente compensati dall'incremento del prezzo del Brent, dagli incrementi delle premialità dei grezzi in special modo per le qualità leggere e dall'indebolimento del crack della nafta. In aggiunta all'andamento delle variabili di mercato, all'interno di tali importi sono stati inclusi anche gli impatti negativi che la struttura di mercato in "backwardation" ha indotto nel trimestre sulle coperture inventariali relative alle materie prime.
Dal punto di vista delle prestazioni operative nel quarto trimestre del 2022 queste, se confrontate con il medesimo periodo del 2021,sono risultate inferiori per ca. 12 milioni di Euro. Tale variazione è inclusiva del contributo per la remunerazione del capitale impiegato dagli impianti assoggettati al Regime dell'Essenzialità, il cui valore tra i due esercizi è sostanzialmente analogo. In particolare:
I costi variabili di natura industriale, al netto delle componenti relative al Regime dell'Essenzialità, nel quarto trimestre del 2022 sono stati inferiori di 30 milioni di Euro rispetto al medesimo periodo del 2021. Tale minore costo è prevalentemente imputabile alla riduzione del costo dell'energia elettrica per effetto dei minori consumi e degli impatti del Decreto Sostegni.
In relazione all'andamento dei costi fissi del quarto trimestre del 2022, questi registrano un incremento di ca. 25 M€ rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Tale scostamento è prevalentemente da ricondursi ai maggiori costi manutentivi e costi del personale per le medesime dinamiche evidenziate nel commento ai risultati dell'esercizio. Si ricorda inoltre che, all'interno dei costi consuntivati, circa 17 milioni di Euro è l'ammontare oggetto dei rimborsi relativi al Regime dell'Essenzialità nel 2022, valore sostanzialmente in linea con il medesimo periodo dell'anno precedente.
Analizzando il contributo delle vendite del canale Marketing all'interno dell'EBITDA comparable esso è risultato pari a 14,0 milioni di Euro, superiore rispetto ai 10,0 milioni di Euro registrati nel quarto trimestre del 2021. Tale scostamento è dovuto prevalentemente ai maggiori margini generati in Italia e Spagna.
Il mix dei grezzi che la raffineria di Sarroch ha lavorato nel 2022 ha una densità media di 32,8°API, più pesante rispetto a quella del mix portato in lavorazione nel 2021. Tale appesantimento è generato da un incremento del 15 % dei grezzi pesanti sia a basso che ad alto contenuto di zolfo ("heavy sour/sweet") a scapito dei grezzi medi ("medium sour" e Medium sweet/extra weet"), solo in parte attenuato dall'incremento del 4% dei grezzi leggeri a basso e bassissimo tenore di zolfo ("light sweet" e "light extra sweet"). Tali andamenti sono da ricondursi alle mutate condizioni geopolitiche, alle maggiori produzioni di energia elettrica dovute al diverso assetto produttivo richiesto ed alla differente condizione di mercato con elevate marginalità dei principali prodotti petroliferi.
| FY 2022 | FY 2021 | Q4/22 | ||
|---|---|---|---|---|
| Light extra sweet | 43% | 42% | 41% | |
| Light sweet | 10% | 7% | 13% | |
| Medium sweet/extra sweet | 1% | 5% | 0% | |
| Medium sour | 10% | 28% | 2% | |
| Heavy sour/sweet | 36% | 18% | 44% | |
| Densità media del grezzo | °API | 32,8 | 33,9 | 32,5 |
Volgendo l'analisi alle rese di prodotti finiti, si può riscontrare che nel 2022, coerentemente con gli andamenti del mercato, è stata massimizzata la resa in distillati medi (51,7%) a scapito di nafta + benzine, con un incremento rispetto al 2021 del 3.2%.
| FY 2022 | FY 2021 | Q4/22 | ||
|---|---|---|---|---|
| GPL | migliaia di tons | 269 | 269 | 62 |
| resa (%) | 1,9% | 2,0% | 1,7% | |
| NAPHTHA | migliaia di tons | 525 | 842 | 105 |
| resa (%) | 3,7% | 6,1% | 3,4% | |
| BENZINE | migliaia di tons | 3.207 | 3.184 | 836 |
| resa (%) | 22,6% | 23,1% | 26,7% | |
| DISTILLATI MEDI | migliaia di tons | 7.344 | 6.681 | 1.852 |
| resa (%) | 51,7% | 48,5% | 51,6% | |
| OLIO COMBUSTIBILE 0,5% ZOLFO | migliaia di tons | 716 | 728 | 206 |
| resa (%) | 5,0% | 5,3% | 5,7% | |
| ALTRO | migliaia di tons | 1.343 | 1.245 | 335 |
| resa (%) | 9,5% | 9,0% | 9,3% |
Nota: Il complemento a 100% della produzione è costituito dai "Consumi e Perdite" delle attività di raffinazione
Il Gruppo Saras è attivo nella produzione e vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili. La società opera differenti impianti con una capacità eolica complessiva installata di 171 MW. Gli obiettivi di sviluppo del Gruppo prevedono l'incremento della capacità installata, a tal proposito in data 30 marzo 2022 la Regione Autonoma Sardegna ha deliberato l'Autorizzazione Unica a favore di Sardeolica S.r.l. per la costruzione e l'esercizio di un impianto fotovoltaico di 79 MW nell'area industriale di Macchiareddu che si prevede entrerà in esercizio nel 2024.
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Var % | Q4/22 | Q4/21 | Var% | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EBITDA Reported | 37,8 | 33,4 | 13% | 10,8 | 17,5 | (38%) | |
| EBITDA comparable | 37,8 | 33,4 | 13% | 10,8 | 18,2 | (41%) | |
| EBIT Reported | 29,9 | 25,9 | 15% | 9,4 | 15,4 | -39% | |
| EBIT comparable | 29,9 | 25,9 | 15% | 9,4 | 16,1 | -42% | |
| INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI | 18,9 | 8,4 | 125% | 12,9 | 0,0 | n.a | |
| FY 2022 | FY 2021 | Var % | Q4/22 | Q4/21 | Var % | ||
| PRODUZIONE ENERGIA ELETTRICA | MWh | 273.427 | 258.453 | 6% | 67.736 | 82.841 | -18% |
| TARIFFA ELETTRICA | Eurocent/KWh | 15,8 | 12,2 | 29% | 12,5 | 23,3 | -46% |
| TARIFFA INCENTIVO | Eurocent/KWh | 4,3 | 10,9 | -61% | 4,3 | 10,9 | -61% |
Nota: EBITDA Q4/22 recupera ca.3,8 M€ per conguaglio GSE dei primi 9 mesi dell'anno
Nel 2022 l'EBITDA comparable del segmento Renewables è stato pari a 37,8 milioni di Euro, superiore rispetto a quello realizzato nel 2021 pari a 33,4 milioni di Euro. L'incremento di EBITDA tra i due periodi è riconducibile al contributo dei nuovi impianti acquistati nel giugno del 2021. La produzione di energia elettrica è stata pari a 273,4 GWh (inclusiva di -10 GWh per limitazioni Terna) in incremento di 15,0 GWh rispetto all'anno precedente, tale incremento è per 25 GWh dovuto alla produzione dei nuovi parchi.
In merito agli impatti relativi all'applicazione dei limiti di prezzo sulle produzioni rinnovabili si segnala che il limite di 61 €/MWh introdotto dal Decreto Sostegni Ter si applica al 47% del totale della produzione e che il limite di 180 €/MWh introdotto dalla Legge di Bilancio 2023 si applica al 5% della produzione (limite applicato a partire da dicembre su tutta la produzione non assoggettata al limite di 61 €/MWh). L'applicazione di tali limitazioni ha ridotto il risultato economico di circa 25,4 milioni di Euro.
Nel quarto trimestre del 2022 l'EBITDA comparable del segmento Renewables è stato pari 10,8 milioni di Euro, inferiore rispetto a quello realizzato nel quarto trimestre del 2021 pari a 18,2 milioni di Euro. Nel quarto trimestre il risultato conseguito beneficia di un contributo straordinario di 3,8 milioni di Euro per il rilascio dei maggiori stanziamenti effettuati nei trimestri precedenti relativi all'applicazione dei limiti di prezzo. Al netto di tale effetto la riduzione è principalmente da ricondursi alla riduzione della tariffa elettrica per l'applicazione delle limitazioni di prezzo introdotte dal Decreto Sostegni Ter e dalla Legge di Bilancio 2023.
La produzione di energia elettrica è stata pari a 67,7 GWh inferiore rispetto agli 82,8 GWh del medesimo periodo del 2021, tale riduzione è da ricondursi sia alla minore ventosità che alle maggiori limitazioni di Terna.
In merito agli impatti relativi all'applicazione del Decreto Sostegni Ter e della Legge di Bilancio si segnala che le produzioni interessate dall'applicazione dei limiti di prezzo di vendita a 61 €/MWh e a 180 €/MWh (a partire da dicembre) sono state rispettivamente pari al 53% ed al 20% del totale e che l'applicazione di tali limiti ha ridotto il risultato economico del trimestre di circa 6,1 milioni di Euro. Il trimestre ha altresì beneficiato di 3,8 milioni di Euro dovuti al rilascio dei maggiori stanziamenti effettuati nei primi nove mesi relativi a differenti ipotesi di applicazione dei limiti di prezzo.
| Milioni di Euro | FY 2022 | FY 2021 | Q4/22 | Q4/21 |
|---|---|---|---|---|
| INDUSTRIAL & MARKETING | 86,8 | 69,4 | 26,3 | 29,6 |
| RENEWABLES | 18,9 | 8,4 | 12,9 | 0,0 |
| Totale | 105,7 | 77,8 | 39,2 | 29,6 |
Gli investimenti effettuati dal Gruppo Saras nel 2022 sono stati pari a 105,7 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 77,8 milioni di Euro del 2021.
Per il segmento Industrial & Marketing gli investimenti nel 2022 sono stati pari a 86,8 milioni di Euro, in incremento rispetto ai 69,4 milioni di Euro del 2021. 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 (circa 30 milioni di Euro). I maggiori investimenti rispetto all'esercizio precedente sono dovuti alle maggiori attività di manutenzione pluriennale, quota parte delle quali per gli impianti regolati all'interno del "regime dell'essenzialità", ed alla ripresa delle attività di sviluppo; tra questi si segnalano le iniziative per il miglioramento della logistica degli impianti, anche al fine di incrementare la capacità di co-processing dell'HVO e le maggiori attività nell'ambito della cyber security.
Per il segmento Renewables gli investimenti nel 2022 sono stati pari a 18,9 milioni di Euro. Tali investimenti hanno riguardato prevalentemente le attività di sviluppo del nuovo impianto fotovoltaico.
Nell'aggiornamento di fine gennaio 2023 del WEO (World Economic Outlook), il Fondo Monetario Internazionale ha rivisto al rialzo le precedenti stime di ottobre sulla crescita del PIL globale nel 2023, che è ora prevista al 2,9%, superiore di 0,2 punti percentuali a quella stimata dal Fondo in autunno, grazie alla recente riapertura della Cina, che ha abbandonato la politica di restrizioni a contrasto della pandemia, lasciando prevedere una ripresa più rapida del previsto. Il dato rimane comunque al di sotto della media storica 2000-19 di 3,8%, frenato dal rialzo dei tassi delle banche centrali a contrasto dell'inflazione, e degli impatti del conflitto russo-ucraino. Per quanto riguarda l'Eurozona e gli USA, il Fondo prevede un parziale rientro dell'inflazione e una crescita rispettivamente dello 0,7% e del 1,4% (+0,2 punti percentuali e +0,4 punti percentuali rispetto alle previsioni di ottobre). Per quanto riguarda la Cina, la crescita quest'anno dovrebbe attestarsi al 5,2% (+0,8 punti percentuali rispetto al WEO di ottobre).
L'International Energy Agency (IEA) nell'ultimo Oil Market Report rilasciato a metà febbraio 2023 stima che, nonostante la lieve contrazione registrata nell'ultimo trimestre 2022, la domanda globale di petrolio nel 2023 dovrebbe aumentare in media di 2 mb/g, passando a una media di 101,9 mb/g – un dato che supera la domanda annua media pre-Covid del 2019 (100,4 mb/g). Tale aumento sarà guidato– dall'area dell'Asia-Pacifico, e in particolare dalla ripresa della Cina. La riapertura delle frontiere asiatiche supporterà anche l'aumento del traffico aereo, con la domanda di jet/kerosene che dovrebbe tornare nel 2023 al 90% rispetto ai livelli del 2019.
Dal punto di vista dell'offerta, la IEA prevede nel 2023 una crescita della produzione globale media giornaliera di petrolio di 1,2 mb/g, che si attesterà nel 2023 a una media di 101,3 mb/g, guidata dai paesi non-OPEC+ (Stati Uniti insieme a Brasile, Norvegia, Canada e Guyana). La fornitura OPEC+ subirà una contrazione, con la Russia sotto pressione a causa delle sanzioni, mentre le quote produttive degli altri paesi membri rimarranno invariate – secondo i recenti annunci dell'organizzazione – rispetto ai livelli di novembre e dicembre, almeno sino a una prossima riunione dell'OPEC+ prevista ad aprile.
Secondo la IEA, questi tagli, insieme al mantenimento di una politica poco espansiva da parte dell'Opec+, e alla maggiore domanda asiatica a seguito della riapertura della Cina, portano a prevede un sostanziale deficit tra domanda e offerta nella seconda metà del 2023.
In particolare, dopo l'introduzione da parte delle UE dell'embargo del 5 febbraio 2023 sulle importazioni di prodotti petroliferi raffinati, l'Europa dovrà trovare una fonte di approvvigionamento alternativo alle importazioni di carburante dalla Russia, e principalmente di diesel (per ca. 600-650 kb/giorno).
Tra la fine del 2022 e l'inizio di quest'anno, l'aumento delle importazioni insieme a temperature invernali più miti del previsto e al rallentamento stagionale della domanda su strada, hanno contribuito ad aumentare le scorte di distillati medi disponibili, garantendo forniture sufficienti per rispondere alla domanda. Tuttavia, l'embargo sui prodotti petroliferi ha determinato una ridefinizione dei flussi che vedono l'Europa destinata a rifornirsi in maggior parte da Stati Uniti, Medio Oriente e Asia, mentre la Russia sarà impegnata a trovare nuovi sbocchi per i propri prodotti in Cina, India e Sud America. Se dopo l'embargo la Russia ha dirottato con successo le proprie esportazioni in particolare verso l'Asia, l'effetto ribassista del price cap ha indotto il paese ad annunciare prossimi tagli alla produzione, a partire dal mese di marzo.
Secondo la IEA, se l'OPEC+ dovesse mantenere le produzioni previste, con i tagli annunciati dalla Russia, l'offerta di greggio nella seconda metà dell'anno potrebbe essere nettamente inferiore alla domanda delle raffinerie, con conseguenti deficit di prodotto, in particolare nell'ultimo trimestre dell'anno. Questa previsione tiene conto anche della nuova produzione, per ca. 1,8mb/giorno, che sarà disponibile nel 2023 con il completamento e l'avvio di tre grandi progetti, in Medio Oriente, Nigeria e Messico. Di questa nuova capacità oltre un terzo è prevista entrare in funzione entro la prima metà dell'anno, con l'avvio della nuova raffineria di Al-Zour in Kuwait.
Guardando all'andamento del mercato nei primi mesi del 2023, esso è stato caratterizzato da quotazioni del Brent dtd che a metà febbraio oscillavano tra 82 – 83 \$/bbl, sostenute da un lato da un clima di ottimismo per la riapertura della Cina, e dalle previsioni in miglioramento sulle prospettive economiche europee, anche grazie alla significativa riduzione dei prezzi del gas naturale.
Per quanto riguarda i margini dei prodotti raffinati sia il crack il diesel sia quello della benzina hanno proseguito a inizio anno il trend crescente iniziato nel mese di dicembre, principalmente dovuto a una ridotta produzione globale delle raffinerie, in particolare di quelle statunitensi, rallentate dopo le interruzioni provocate dalle rigide temperature di dicembre e da una serie di manutenzioni programmate. In particolare, i margini della benzina hanno risentito dei minori flussi dagli Stati Uniti, registrando nell'area MED una media superiore ai 17 \$/bbl sino alla metà di febbraio. Il crack del diesel nello stesso periodo ha registrato una media di oltre 35.5 \$/bbl, Dal mese di febbraio si è per altro osservata una flessione, dovuta agli elevati stoccaggi di prodotto accumulati con i flussi di importazioni (da Russia, Medio Oriente, India) che, come già descritto, tra ottobre e gennaio hanno significativamente superato le medie storiche. Tuttavia, IEA osserva come a inizio del 2023, a circa un mese dall'entrata in vigore dell'embargo, le scorte di distillati in Europa erano ancora inferiori di 26,6 mb (ca. il 10%) rispetto alla media quinquennale 2017- 2021 (ca. 270 - 280 mb).
Per quanto concerne i costi energetici (energia elettrica e CO2) l'inizio del 2023 ha visto il prezzo del gas in continua discesa (il TTF spot è passato da 72€MWh a inizio gennaio a meno di 50€MWh dopo la prima metà di febbraio) grazie al riempimento degli stoccaggi, e alla domanda contenuta che si è mantenuta lontana dai livelli potenzialmente critici, nonostante un abbassamento delle temperature rispetto alla fine del 2022. Sui minori consumi di gas hanno influito da un lato le misure di contenimento della domanda (riscaldamenti in testa), dall'altro le molte fermate di attività industriali per i prezzi troppo alti, e il forte utilizzo di centrali a carbone con un conseguente aumento delle emissioni di CO2. La riduzione del prezzo del gas ha influito positivamente sul prezzo dell'energia elettrica con il PUN che da inizio anno a metà febbraio ha registrato una media di ca. 171 €MWh. Le quote EUA per coprire le emissioni di CO2 sono invece passate a oltre 90€/ton a metà febbraio (da ca. 80€/ton a fine 2022).
Lo scenario appena descritto, caratterizzato da elevata volatilità, insieme alle ipotesi di scenario8 prevalenti delle principali società analiste di settore, e all'andamento delle curve forward delle commodities petrolifere, del gas e dell'energia elettrica, portano a considerare per il 2023 uno scenario positivo con:
Alla luce di tali previsioni, ancora caratterizzate da un elevato livello di volatilità, l'EMC Reference Margin atteso nel 2023, se pur inferiore a quello straordinariamente elevato registrato nel 2022, dovrebbe mantenersi superiore alle medie storiche.
Da un punto di vista operativo, il 2023 sarà caratterizzato da un piano manutentivo che si concentrerà nella prima metà dell'anno. Nel primo trimestre saranno oggetto di manutenzione il reforming catalitico e uno dei mild hydrocracking contestualmente a una unità di distillazione ("topping"). Il secondo trimestre vedrà svolgersi le attività di turnaround pluriennale dell'impianto di gassificazione a ciclo combinato IGGC; contestualmente saranno manutenuti il secondo mild hydrocracking e un'ulteriore unità topping. Nel terzo trimestre non sono previsti rilevanti interventi manutentivi, mentre nel quarto trimestre sono previste alcune attività minori ("slowdown" della gassificazione e la manutenzione di una delle unità di desolforazione). Nel complesso per quanto riguarda la lavorazione annuale di grezzo questa è prevista pari a circa 12 ÷ 13 milioni di tonnellate (ovvero 88 ÷ 95 milioni di barili), a cui si aggiungerà circa 1 milioni di tonnellate di carica impianti complementare al grezzo (corrispondenti a circa 7 m/bl), mentre la produzione di energia elettrica è prevista - coerentemente con gli interventi manutentivi previsti e in base ad una potenza essenziale richiesta ipotizzata - leggermente inferiore (-5%) rispetto ai livelli del 2022.
Si ricorda inoltre che la centrale elettrica a ciclo combinato di Sarlux Srl è stata iscritta da TERNA fra gli impianti così detti "essenziali" per il 2023 e che è stata ammessa al relativo regime di reintegrazione dei costi da ARERA.
Per quanto riguarda il segmento Renewables, nel 2023 Sardeolica sarà impegnata nella costruzione dell'impianto fotovoltaico da 80MW Helianto, la cui piena operatività è prevista entro la fine del primo semestre 2024.
Per quanto concerne la valorizzazione delle produzioni del segmento, la misura introdotta dal Decreto-Legge 27 gennaio 2022 n. 4, cosiddetto "Sostegni TER", è stata estesa dalla manovra finanziaria a tutto il primo semestre 2023, pertanto la produzione dei parchi eolici di Ulassai e Energia Verde, circa il 53% della produzione prevista nel 2023 sarà valorizzato, come nella maggior parte del 2002, a un prezzo di circa 61 €/MWh. Nel primo semestre il restante 47% della produzione (produzione incentivata,
8 Fonti per le stime sul mercato Petrolifero: Platts, WMC e Nomisma (Dec'22) ed FGE (Jan'23); Mercato Elettrico & Gas: Ref4E, Nomisma, AFRY Pöyry ed Elemens (Dic'22); per Q1_23 sono state considerate le curve Forward @ 09/01 per Brent e Cracks e le indicazioni Supply Chain Management Saras per le assunzioni su premi/sconti grezzi.
produzione del parco di Ulassai e del parco Energia Alternativa) sarà valorizzato in ottemperanza a quanto previsto dalla Legge di Bilancio 2023 che ha introdotto, in attuazione del regolamento Ue 2022/1854, un price cap di 180 €/ MWh da applicare ai ricavi degli impianti cosiddetti "infra-marginali" che hanno realizzato nel 2022 ricavi straordinari grazie al prezzo di mercato di mercato dell'energia elettrica. Tale price cap sarà applicato al 100% della produzione a partire dal secondo semestre 2023.
Sempre in ambito Renewables, il Gruppo prosegue tramite la controllata Sardeolica le attività autorizzative per lo sviluppo di nuovi impianti greenfield.
Nel corso del 2023 proseguono le attività di realizzazione dell'impianto Helianto di 80 MW di cui si prevede l'entrata in marcia commerciale nel 2024.
Per quanto riguarda gli altri progetti avviati dal Gruppo nell'ambito della strategia di transizione energetica ("New Energies") Saras proseguirà nel 2023 la collaborazione con Enel Green Power, finalizzata a fornire idrogeno verde alla raffineria di Saras attraverso l'utilizzo di un elettrolizzatore da circa 20MW alimentato da energia rinnovabile. Dopo il riconoscimento di SardHy Green Hydrogen tra le quattro aziende italiane ammesse al programma europeo IPCEI Hy2Use (l'iniziativa dell'Unione Europea che supporta i migliori progetti legati alla catena del valore dell'idrogeno), sono in corso le interlocuzioni con il MIMIT (Ministero delle Imprese e del Made in Italy) ed è stata presentata la domanda di agevolazione finanziarie, in base a quanto previsto dal decreto ministeriale di attivazione dell'intervento del fondo IPCEI per tali progetti di comune interesse europeo dell'idrogeno. Inoltre, sono state avviate le attività preliminari di negoziazione e definizione dei contratti per la fornitura dei materiali e per gli appalti dei lavori.
Relativamente al progetto di Carbon Capture and Storage, procede con Air Liquide la collaborazione finalizzata a definire gli aspetti relativi all'intera catena di sviluppo inclusi aspetti di logistica e trasporto, unitamente a una stima dei costi e delle tempistiche. Sono inoltre state avviate nel 2022 le attività finalizzate a poter accedere ai fondi europei Green New Deal e Horizon dedicati progetti CCS e CCU (Carbon Capture and Utilisation).
Per quanto riguarda gli investimenti del Gruppo, si prevede nel 2023 un importante piano di investimenti pari a circa 180-190 milioni di Euro per il segmento Industrial & Marketing, per l'efficientamento e il mantenimento dell'elevata competitività degli impianti anche alla luce dei ridotti investimenti del biennio passato, e pari a 60-70 milioni di Euro per il segmento Renewables. In particolare, nel segmento Industrial & Marketing gli investimenti saranno principalmente concentrati nel tornaround decennale dell'impianto IGCC, nonché in ambito HSE (Health, Safety & Environment) e nello sviluppo dei progetti ICT, Digital e Cybersecurity. Nel segmento Renewable gli investimenti saranno principalmente finalizzati alla realizzazione del parco fotovoltaico Helianto.
In merito all'andamento atteso della Posizione Finanziaria Netta del Gruppo, nella prima parte dell'anno questa sarà influenzata dal pagamento di imposte (incluse quelle sugli "extra-profitti") e dividendi relativi al 2022. Le assunzioni di scenario ipotizzate dalla Società e precedentemente descritte consentono di prevedere nel corso del 2023 un andamento positivo della gestione caratteristica che sarà destinata in parte a finanziare il piano di investimenti sopra descritto.
In data 27 gennaio 2023 la Procura della Repubblica presso il Tribunale di Cagliari, in relazione alle note indagini relative all'acquisto di grezzo di origine curda, ha notificato ai Dirigenti della Società coinvolti l'atto di Appello avverso la sentenza del GUP che ha dichiarato il non luogo a procedere perché il fatto non sussiste.
In data 1 febbraio 2023, la Società è stata informata che Angel Capital Management S.p.A. (ACM), azionista rilevante di Saras, ha sottoscritto un cosiddetto "funded collar derivative contract" con BofA Securities Europe S.A. relativamente a fino 47.576.140 azioni ordinarie di Saras. Saras non è parte dell'operazione e non ha emesso né venduto alcuna azione di Saras in relazione alla stessa.
In data 9 febbraio la Società ha comunicato che – con decorrenza a partire dall'approvazione del bilancio di esercizio 2022 – sarà Fabio Peretti a sostituire Franco Balsamo con il ruolo di Chef Financial Officer.
Il Consiglio di Amministrazione ha conferito mandato al Presidente per convocare l'Assemblea ordinaria e degli azionisti in prima convocazione il 28 aprile 2023 - come altresì indicato nel calendario degli eventi societari per l'esercizio 2023. 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.
| Migliaia di Euro | 31/12/2022 | 31/12/2021 |
|---|---|---|
| ATTIVITÀ | ||
| Attività correnti | 3.010.759 | 2.284.904 |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 707.115 | 366.680 |
| Altre attività finanziarie | 187.555 | 115.268 |
| Crediti commerciali | 728.881 | 546.511 |
| di cui con parti correlate: | 97 | 88 |
| Rimanenze | 1.287.312 | 1.169.172 |
| Attività per imposte correnti | 74.929 | 32.954 |
| Altre attività | 24.967 | 54.319 |
| Attività non correnti | 1.253.568 | 1.414.691 |
| Immobili, impianti e macchinari | 1.147.135 | 1.227.395 |
| Attività immateriali | 40.802 | 41.510 |
| Diritto di utilizzo di attività in leasing | 45.384 | 44.585 |
| Altre partecipazioni | 745 | 507 |
| Attività per imposte anticipate | 15.398 | 96.555 |
| Altre attività finanziarie | 4.104 | 4.139 |
| Attività non correnti destinate alla dismissione | 333 | 0 |
| Immobili, impianti e macchinari | 333 | 0 |
| Attività immateriali | 0 | 0 |
| Totale attività | 4.264.660 | 3.699.595 |
| PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti |
2.327.702 | 2.683.506 |
| Passività finanziarie a breve termine | 224.376 | 928.683 |
| Debiti commerciali e altri debiti di cui con parti correlate: |
1.444.441 | 1.580.564 |
| Passività per imposte correnti | 356.952 | 110.397 |
| Altre passività | 301.933 | 63.862 |
| Passività non correnti | 724.584 | 222.371 |
| Passività finanziarie a lungo termine | 446.909 | 51.845 |
| Fondi per rischi e oneri | 267.800 | 159.718 |
| Fondi per benefici ai dipendenti | 6.002 | 6.883 |
| Passività per imposte differite | 3.730 | 3.734 |
| Altre passività | 143 | 191 |
| Totale passività | 3.052.286 | 2.905.877 |
| PATRIMONIO NETTO | ||
| Capitale sociale | 54.630 | 54.630 |
| Riserva legale | 10.926 | 10.926 |
| Altre riserve | 729.902 | 718.828 |
| Risultato netto | 416.916 | 9.334 |
| Totale patrimonio netto di competenza della controllante | 1.212.374 | 793.718 |
| Interessenze di pertinenza di terzi | - | - |
Totale patrimonio netto 1.212.374 793.718 Totale passività e patrimonio netto 4.264.660 3.699.595
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezione 5 "Note alla situazione patrimoniale-finanziaria"
(2) Si rimanda alla nota integrativa sezione 3.2 "Sintesi dei Principi contabili e dei criteri di valutazione adottati"
| Risultato netto per azione - diluito (centesimi di Euro) | 43,84 | 0,99 |
|---|---|---|
| Risultato netto per azione - base (centesimi di Euro) | 43,84 | 0,99 |
| Soci della controllante Interessenze di pertinenza di terzi |
416.916 0 |
9.334 0 |
| Risultato netto attribuibile a: | ||
| Risultato netto | 416.916 | 9.334 |
| Imposte sul reddito | (472.254) | (22.874) |
| Risultato prima delle imposte | 889.170 | 32.208 |
| Oneri finanziari | (316.552) | (110.505) |
| Proventi finanziari | 240.087 | 64.217 |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | ||
| Risultato operativo | 965.635 | 78.496 |
| Totale costi | (14.870.149) | (8.557.952) |
| Ammortamenti e svalutazioni | (204.715) | (198.525) |
| Costo del lavoro | (174.542) | (142.570) |
| di cui con parti correlate: | 954 | (1.075) |
| Prestazioni di servizi e costi diversi | (1.621.185) | (1.033.218) |
| Acquisti per materie prime, sussidiarie e di consumo | (12.869.707) | (7.183.639) |
| Totale ricavi | 15.835.784 | 8.636.448 |
| di cui con parti correlate: | 117 | 159 |
| di cui con parti correlate: Altri proventi |
58.638 | 75.124 |
| Ricavi della gestione caratteristica | 15.777.146 | 8.561.324 |
| Migliaia di Euro | 31 DICEMBRE 2022 |
31 DICEMBRE 2021 |
| 1 GENNAIO | 1 GENNAIO |
| 1 GENNAIO | 1 GENNAIO | |
|---|---|---|
| Migliaia di Euro | 31 DICEMBRE | 31 DICEMBRE |
| 2022 | 2021 | |
| Risultato netto (A) | 416.916 | 9.334 |
| Componenti dell'utile complessivo che potranno essere successivamente riclassificati nell'utile (perdita) dell'esercizio |
||
| Effetto traduzione bilanci in valuta estera | 565 | (751) |
| Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio |
||
| Effetto attuariale IAS 19 su T.F.R. | 1.038 | 613 |
| Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio |
||
| Riserva Cash Flow Hedging | 137 | |
| Altri utili / (perdite), al netto dell'effetto fiscale (B) | 1.740 | (138) |
| Risultato netto complessivo consolidato (A + B) | 418.656 | 9.196 |
| Risultato netto complessivo consolidato attribuibile a: | ||
| Soci della controllante | 418.656 | 9.196 |
| Interessenze di pertinenza di terzi | 0 | 0 |
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezione 5 "Note alla situazione patrimoniale-finanziaria"
(2) Si rimanda alla nota integrativa sezione 3.4 "Sintesi dei Principi contabili e dei criteri di valutazione adottati"
| 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 31/12/2020 | 54.630 | 10.926 | 994.482 | (275.516) | 784.522 | 0 | 784.522 |
| Destinazione risultato esercizio precedente | (275.516) | 275.516 | 0 | 0 | |||
| Effetto traduzione bilanci in valuta | (751) | (751) | (751) | ||||
| Effetto attuariale IAS 19 | 613 | 613 | 613 | ||||
| Risultato netto | 9.334 | 9.334 | 9.334 | ||||
| Risultato netto complessivo | (138) | 9.334 | 9.196 | 9.196 | |||
| Saldo al 31/12/2021 | 54.630 | 10.926 | 718.828 | 9.334 | 793.718 | 0 | 793.718 |
| Destinazione risultato esercizio precedente | 9.334 | (9.334) | 0 | 0 | |||
| 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 | 0 | 1.212.374 |
| 1/1/2022- Migliaia di Euro 31/12/2022 |
1/1/2021- 31/12/2021 |
|---|---|
| A - Disponibilità liquide iniziali 366.680 |
558.997 |
| B - Flusso monetario da (per) attività operativa | |
| Risultato netto 416.916 |
9.334 |
| Differenze cambio non realizzate su c/c bancari 37.238 |
(14.178) |
| Ammortamenti e svalutazioni di immobilizzazioni 204.715 |
198.525 |
| Variazione netta fondi per rischi 108.082 |
(84.447) |
| Variazione netta dei fondi per benefici ai dipendenti (881) |
(2.018) |
| Variazione netta passività per imposte differite e attività per imposte anticipate 81.153 |
25.293 |
| Interessi netti 29.832 |
19.708 |
| Imposte sul reddito accantonate 391.101 |
(2.419) |
| Variazione FV derivati (6.633) |
9.117 |
| Altre componenti non monetarie 1.740 |
(138) |
| Utile (perdita) dell'attività di esercizio prima delle variazioni del capitale circolante 1.263.264 |
158.777 |
| (Incremento) / Decremento dei crediti commerciali (182.370) |
(289.870) |
| (Incremento) / Decremento delle rimanenze (118.140) |
(431.783) |
| Incremento / (Decremento) dei debiti commerciali e altri debiti (136.123) |
663.970 |
| Variazione altre attività correnti (12.623) |
47.073 |
| Variazione altre passività correnti 208.329 |
28.287 |
| Interessi incassati 1.286 |
47 |
| Interessi pagati (31.118) |
(19.755) |
| Imposte pagate (114.804) |
0 |
| Variazione altre passività non correnti (48) |
(189) |
| Totale (B) 877.652 |
156.557 |
| C - Flusso monetario da (per) attività di investimento | |
| (Investimenti) in immobilizzazioni materiali ed immateriali (113.583) |
(100.050) |
| (Investimenti) in Diritto di utilizzo di attività in leasing (10.963) |
(11.146) |
| (Incremento) / Decremento altre attività finanziarie e altre partecipazioni 5.498 |
97.889 |
| Variazione delle attività non correnti destinate alla dismissione (333) |
0 |
| Totale (C) (119.381) |
(13.307) |
| D - Flusso monetario da (per) attività di finanziamento | |
| Incremento / (Decremento) debiti finanziari a m/l termine 395.064 |
(600.219) |
| Incremento / (Decremento) debiti finanziari a breve termine (775.662) |
250.473 |
| Totale (D) (380.598) |
(349.746) |
| E - Flusso monetario del periodo (B+C+D) 377.673 |
(206.496) |
| Differenze cambio non realizzate su c/c bancari (37.237) |
14.178 |
| F - Disponibilità liquide finali 707.115 |
366.680 |
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezione 5 "Note alla situazione patrimoniale-finanziaria"
| Migliaia di Euro | 31/12/2022 | 31/12/2021 |
|---|---|---|
| ATTIVITÀ | ||
| Attività correnti | 3.344.083 | 2.604.079 |
| Disponibilità liquide ed equivalenti | 599.349 | 301.172 |
| Altre attività finanziarie | 867.916 | 682.332 |
| di cui con parti correlate: | 742.695 | 639.131 |
| Crediti commerciali | 708.465 | 585.847 |
| di cui con parti correlate: | 504.113 | 409.440 |
| Rimanenze | 1.153.882 | 990.348 |
| Attività per imposte correnti | 2.924 | 17.584 |
| Altre attività | 11.547 | 26.796 |
| di cui con parti correlate: | 1.810 | 4.239 |
| Attività non correnti | 503.093 | 533.980 |
| Immobili, impianti e macchinari | 7.358 | 8.591 |
| Attività immateriali | 3.014 | 2.390 |
| Diritto di utilizzo di attività in leasing | 5.868 | 3.466 |
| Partecipazioni valutate al costo | 483.371 | 496.412 |
| Altre partecipazioni | 738 | 500 |
| Attività per imposte anticipate | 0 | 19.577 |
| Altre attività finanziarie | 2.744 | 3.044 |
| Totale attività | 3.847.176 | 3.138.059 |
| Passività correnti | 2.367.416 | 2.470.723 |
|---|---|---|
| Passività finanziarie a breve termine | 251.309 | 861.056 |
| di cui con parti correlate: | 55.310 | 55.825 |
| Debiti commerciali e altri debiti | 1.647.517 | 1.404.987 |
| di cui con parti correlate: | 653.489 | 287.600 |
| Passività per imposte | 311.406 | 71.091 |
| Altre passività | 157.184 | 133.589 |
| di cui con parti correlate: | 124.311 | 119.326 |
| Passività non correnti | 431.304 | 18.398 |
| Passività finanziarie a lungo termine | 409.543 | 10.807 |
| Fondi per rischi e oneri | 5.420 | 5.914 |
| Fondi per benefici ai dipendenti | 1.524 | 1.676 |
| Passività per imposte differite | 14.817 | 0 |
| Altre passività | 0 | 0 |
| Totale passività | 2.798.720 | 2.489.121 |
| Capitale sociale | 54.630 | 54.630 |
|---|---|---|
| Riserva legale | 10.926 | 10.926 |
| Altre riserve | 583.739 | 553.324 |
| Risultato netto | 399.161 | 30.058 |
| Totale patrimonio netto | 1.048.456 | 648.938 |
| Totale passività e patrimonio netto | 3.847.176 | 3.138.059 |
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezione 5 "Note alla situazione patrimoniale-finanziaria"
(2) Si rimanda alla nota integrativa 3.1 "Sintesi dei Principi contabili e dei criteri di valutazione adottati"
| Migliaia di Euro | 1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2022 |
1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2021 |
|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 13.904.945 | 7.592.114 |
| di cui con parti correlate: | 4.182.762 | 823.364 |
| Altri proventi | 101.750 | 53.270 |
| di cui con parti correlate: | 87.151 | 37.711 |
| Totale ricavi | 14.006.695 | 7.645.384 |
| Acquisti per materie prime, sussidiarie e di consumo | (11.724.870) | (6.657.398) |
| di cui con parti correlate: | (1.955.838) | (1.170.357) |
| Prestazioni di servizi e costi diversi | (1.259.315) | (609.542) |
| di cui con parti correlate: | (665.620) | (277.257) |
| Costo del lavoro | (52.829) | (35.281) |
| Ammortamenti e svalutazioni | (5.242) | (4.808) |
| Totale costi | (13.042.256) | (7.307.029) |
| Risultato operativo | 964.439 | 338.355 |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | (13.041) | (188.301) |
| di cui con parti correlate: | (13.041) | (188.301) |
| Proventi finanziari | 251.071 | 80.013 |
| di cui con parti correlate: | 20.413 | 10.377 |
| Oneri finanziari | (310.540) | (103.169) |
| di cui con parti correlate: | (5.219) | (11) |
| Risultato prima delle imposte | 891.929 | 126.898 |
| Imposte sul reddito | (492.768) | (96.840) |
| Risultato netto | 399.161 | 30.058 |
| 1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2022 |
1 GENNAIO 31 DICEMBRE 2021 |
|
|---|---|---|
| Risultato netto (A) | 399.161 | 30.058 |
| Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio |
||
| Effetto attuariale IAS 19 su T.F.R. | 219 | (142) |
| Componenti dell'utile complessivo che non saranno successivamente riclassificate nell'utile (perdita) dell'esercizio |
||
| Riserva Cash Flow Hedging | 137 | |
| Altri utili / (perdite), al netto dell'effetto fiscale (B) | 357 | (142) |
| Risultato netto complessivo (A + B) | 399.518 | 29.916 |
| Risultato complessivo consolidato di periodo attribuibile a: | ||
| Soci della controllante | 399.518 | 29.916 |
| Interessenze di pertinenza di terzi | 0 | 0 |
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezione 6 "Note al conto economico complessivo"
(2) Si rimanda alla nota integrativa 3.1 "Sintesi dei Principi contabili e dei criteri di valutazione adottati"
| Migliaia di Euro | Capitale Sociale |
Riserva Legale |
Altre Riserve |
Utile (Perdita) esercizio |
Totale patrimonio netto |
|---|---|---|---|---|---|
| Saldo al 31/12/2020 | 54.630 | 10.926 | 615.066 | (65.198) | 615.424 |
| Periodo 1/1/2021 - 31/12/2021 | |||||
| Destinazione risultato esercizio precedente | (65.198) | 65.198 | 0 | ||
| Riserva per piano azionario dipendenti | 3.598 | 3.598 | |||
| Effetto attuariale IAS 19 | (142) | (142) | |||
| Risultato netto | 30.058 | 30.058 | |||
| Risultato netto complessivo | (142) | 30.058 | 29.916 | ||
| Saldo al 31/12/2021 | 54.630 | 10.926 | 553.324 | 30.058 | 648.938 |
| Periodo 1/1/2022 - 31/12/2022 | |||||
| Destinazione risultato esercizio precedente | 30.058 | (30.058) | 0 | ||
| 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 |
| Migliaia di Euro | 1/1/2022 - 31/12/2022 |
1/1/2021 - 31/12/2021 |
|---|---|---|
| A - Disponibilità liquide iniziali | 301.172 | 517.620 |
| B - Flusso monetario da (per) attività dell'esercizio Risultato netto |
399.161 | 30.058 |
| Differenze cambio non realizzate su c/c bancari | (6.653) | (6.438) |
| Ammortamenti e svalutazioni di immobilizzazioni | 5.242 | 4.808 |
| Contributi a conto economico | 0 | 0 |
| Accantonamento fondo svalutazione crediti | 0 | 5.552 |
| (Proventi) oneri netti su partecipazioni | 13.041 | 188.301 |
| di cui con parti correlate: | 13.041 | 188.301 |
| Variazione netta fondi per rischi | (494) | (1.146) |
| Variazione netta dei fondi per benefici ai dipendenti | (152) | (310) |
| Variazione netta passività per imposte differite e attività per imposte anticipate | 34.394 | (386) |
| Interessi netti | 10.412 | 5.308 |
| Imposte sul reddito accantonate | 458.374 | 97.226 |
| Variazione FV attività finanziarie negoziabili e passività finanziarie | (21.480) | 9.003 |
| Altre componenti non monetarie | 357 | 3.456 |
| Utile (perdita) dell'attività di esercizio prima delle variazioni monetarie e non monetarie del capitale circolante | 892.202 | 335.433 |
| (Incremento) Decremento dei crediti commerciali | (122.618) | (350.351) |
| di cui con parti correlate: (Incremento) Decremento delle rimanenze |
(94.673) (163.534) |
(228.140) (404.950) |
| Incremento (Decremento) dei debiti commerciali e altri debiti | 242.530 | 673.030 |
| di cui con parti correlate: | 232.291 | (170.289) |
| Variazione altre attività correnti | 29.909 | (25.754) |
| di cui con parti correlate: | 2.429 | (4.239) |
| Variazione altre passività correnti | (99.813) | 17.376 |
| di cui con parti correlate: | (534.163) | (106.928) |
| Interessi incassati | 17.978 | 10.368 |
| di cui con parti correlate: | 20.413 | 10.377 |
| Interessi pagati | (28.390) | (15.676) |
| di cui con parti correlate: | (5.219) | (11) |
| Imposte sul reddito pagate | (94.651) | 0 |
| Variazione altre passività non correnti | 0 | 0 |
| Totale (B) | 673.614 | 239.475 |
| C - Flusso monetario da (per) attività di investimento (Investimenti netti) in immobilizzazioni materiali ed immateriali |
(7.035) | (1.733) |
| - di cui interessi passivi pagati capitalizzati | ||
| Dividendi incassati da controllate | 0 | 0 |
| di cui con parti correlate: | 0 | 0 |
| Variazione partecipazioni | (238) | (5) |
| (Incremento) / diminuzione altre attività finanziarie | (114.271) | (50.437) |
| di cui con parti correlate: | 0 | 0 |
| Altri movimenti monetari | 0 | 0 |
| Totale (C) | (121.544) | (52.175) |
| D - Flusso monetario da (per) attività di finanziamento | ||
| Incremento / (diminuzione) debiti finanziari a m/l termine | 398.736 | (285.040) |
| Incremento / (diminuzione) debiti finanziari a breve termine | (659.280) | (125.146) |
| di cui con parti correlate: | (361.442) | (361.442) |
| Distribuzione dividendi | 0 | 0 |
| di cui con parti correlate: | 0 | 0 |
| (diminuzione) debiti finanziari a breve termine per rimborsi del periodo | 0 | 0 |
| Distribuzione dividendi e acquisti azioni proprie Totale (D) |
0 (260.544) |
0 (410.186) |
| E - Flusso monetario del periodo (B+C+D) | 291.525 | (222.886) |
| Disponibilità liquide conferite a Sarlux S.r.l. | 0 | 0 |
| Differenze cambio non realizzate su c/c bancari | 6.653 | 6.438 |
| F - Disponibilità liquide finali | 599.349 | 301.172 |
(1) Si rimanda alla nota integrativa sezioni 5 "Note alla situazione patrimoniale-finanziaria" e 6 "Note al conto economico complessivo"
(2) Si rimanda alla nota integrativa 3.1 "Sintesi dei Principi contabili e dei criteri di valutazione adottati"
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