Conseguentemente alla scomparsa del Presidente del Consiglio, Dott. Gian Marco Moratti, si rende noto che il Consiglio di Amministrazione di Saras S.p.A., in considerazione dell’imminenza dell’Assemblea Generale chiamata, inter alia, a nominare il nuovo Consiglio, e considerato che nel frattempo non sono previste attività che vedano coinvolto il Consiglio medesimo, ha deliberato di non procedere alla nomina per cooptazione di un Amministratore ai sensi dell’art. 2386, 1° comma, del codice civile ed ai sensi di Statuto e, per le stesse ragioni, ha altresì deliberato di non procedere al conferimento della carica di Presidente del Consiglio di Amministrazione.

IlConsiglio di Amministrazione ha inoltre deliberato di proporre all’Assemblea Generale degli Azionisti di Saras SpA, prevista per il giorno 27aprile 2018, un dividendo pari a 0,12 Euro per azione, corrispondente a circa il 52% del Risultato Netto comparable conseguito dal Gruppo nell’esercizio 2017. Il dividendo sarà pagato in data 23 maggio 2018, con stacco della cedola in data 21maggio 2018.

A margine del Consiglio l’Amministratore Delegato, Dott. Massimo Moratti, ha commentato: “È per me estremamente difficile parlare dei risultati e del futuro del Gruppo senza poter condividere questo compito con mio fratello Gian Marco come è sempre avvenuto. Ma proprio la sua grande passione e dedizione per questa azienda deve spingere tutti noi a dare il meglio e proseguire nel percorso di crescita e prosperità che lui aveva tracciato e che con tanto sacrificio ed impegno ha contribuito a realizzare.
Il 2017 è stato un anno fortemente positivo per il Gruppo Saras con l’utile netto che è cresciuto del 23% rispetto all’esercizio precedente ed una posizione finanziaria netta che si conferma saldamente positiva. Il nostro modello di business orientato alla flessibilità operativa e commerciale si è dimostrato vincente anche in un contesto molto complesso specie sul mercato dei grezzi e caratterizzato da dinamiche poco prevedibili.1Il 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.
Il Piano industriale si pone l’obiettivo di conservare una posizione di leadership nel settore della raffinazione anche nel prossimo decennio e punta all’eccellenza operativa attraverso 800 milioni di Euro di investimenti focalizzati sul mantenimento di impianti all’avanguardia, anche grazie al contributo dell’innovazione tecnologica e della digitalizzazione.
L’impianto IGCC è un elemento molto importante del nostro sistema industriale. La completa integrazione con la raffineria ne permetterà il pieno sfruttamento anche dopo il 2021 e ci permetterà di cogliere le opportunità che si presenteranno, a partire dalla seconda metà del 2019, con l’introduzione della normativa IMO che ridurrà la percentuale di zolfo dei fumi dei motori marini.”

Linee guida del Piano Industriale 2018–2021
Il Consiglio di Amministrazione di Saras SpA ha approvato il Piano Industriale del Gruppo per il periodo 2018 –2021 (il “Piano”), che si fonda sulle medesime strategie operative e leve di creazione divalore annunciate nel piano precedentee include il completamento del ciclo di investimenti avviato nel 2015, aggiornando lo scenario di riferimento.

Il Gruppo ha individuato quattro priorità strategiche volte a massimizzare la capacità di cogliere le opportunità di mercato e garantire la sostenibilità del business anche nel prossimo decennio.

In dettaglio:

(i) il completamento del ciclo di investimenti avviato nel 2015;

(ii) l’ottimizzazione della produzione ed il miglioramento delle performance;

(iii) il consolidamento del modello di business basato sulla gestione integrata della supply chain e

(iv) l’ottimizzazione dei costi.

Si inserisce poi, senza discontinuità, in tutte le iniziative descritte, l’importante piano di digitalizzazione che la società sta realizzando e che, facendo leva sul know-how delle persone, si pone l’obiettivo di rafforzare le caratteristiche di efficienza e flessibilità che contraddistinguono l’attività del Gruppo.

Il Piano si fonda su uno scenario di riferimento che incorpora un mercato petrolifero favorevole all’industria della raffinazione supportato da una robusta domanda di prodotti raffinati e che, a partire dalla seconda metà del 2019, beneficerà degli effetti della regolamentazione sul contenuto di zolfo nei fumi dei motori marini che dal 1° gennaio 2020 dovrà scendere dall’attuale 3,5% allo 0,5% (c.d. “IMO -Marpol VI”).

È opinione largamente condivisa che come conseguenza si rafforzerà sensibilmente il valore del diesel e contemporaneamente scenderà il valore dell’olio combustibile ad alto contenuto di zolfo, determinando diversi effetti: aumenteranno i margini di raffinazione per gli impianti ad alta conversione come quello del Gruppo Saras, scenderà il prezzo dei grezzi ad alto contenuto di zolfo e le raffinerie di minori dimensioni e tecnologicamente arretrateincontreranno maggiori difficoltà.

Per quanto riguarda l’impianto IGCC, il 2021 rappresenta un anno di discontinuità in quanto nel secondo trimestre giungerà a scadenza il contratto CIP6/92, beneficiando di alcuni recuperi produttivi. Entro tale data avrà luogo la fermata decennale per la manutenzione programmata sull’intero impianto ripristinandone la piena efficienza al fine di estendere l’operatività al decennio successivo.

Nella seconda metà dell’anno la società continuerà ad acquistare l’elettricità necessaria al processo di raffinazione da terzi e venderà i volumi prodotti al mercato.

A tendere si prevede che l’impianto IGCC continui ad operare utilizzando pienamente la capacità installata ededicando circa 150 MW alla produzione per autoconsumo (sia dell’IGCC che della raffineria) ed i restanti 425 MW alla vendita a terzi, valorizzando i volumi prodotti a condizioni dimercato.

L’assetto produttivo sopra descritto consentirà di continuare ad utilizzare il TAR quale materia prima per la produzione di elettricità evitando al Gruppo rilevanti investimenti che si renderebbero necessari.

In uno scenario post “IMO-Marpol VI”si prevede infatti un marcato ampliamento del differenziale tra gasolio ed olio combustibile ad alto tenore di zolfo, condizione che riduce il valore del TAR. In tale contesto di mercato il valore intrinseco dell’impianto IGCC verrà massimizzato e contribuirà positivamente alla realizzazione del margine di raffinazione integrato.

Infine la gestione integrata dell’impianto IGCC e della raffineria garantirà il risparmio degli oneri di sistema grazie all’auto-produzione dell’elettricità, continuando a fornire vapore ed idrogeno necessari al processo di raffinazione.

Il nuovo piano di investimenti conferma l’impegno del Gruppo nel business della raffinazione e la volontà di mantenere l’eccellenza operativa e tecnologica consolidando la propria posizione competitiva.

Durante l’orizzonte di Piano, sono previsti 800 milioni di Euro di investimenti che includono gli investimenti ordinari di mantenimento della capacità produttiva, gli interventi per il rispetto delle normative HSE ed anche quelli dedicati al miglioramento dell’affidabilità ed alle iniziative di digitalizzazione.

Incorporando lo scenario positivo sopra illustrato, la generazione di cassa dalla gestione operativa complessiva durante l’orizzonte di Piano è attesa pari a circa 1.950÷2.050milioni di Euro.

Il Piano risulta pertanto sostenibile da un punto di vista finanziario,in quanto i flussi di cassa previsti saranno in grado di far fronte agli investimenti, al fabbisogno di capitale circolante, al pagamento degli oneri finanziari e delle imposte, garantendo altresì un’adeguata politica di remunerazione degli azionistie rafforzando ulteriormente la solidità patrimoniale.

Il Piano attesta l’attenzione alla remunerazione degli azionisti confermando la politica aziendale che prevede il pagamento di dividendi compresi tra il 40% ed il 60% dell’utile netto comparable.

La relazione finanziaria annuale 2017 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 nei termini previsti dalle vigenti disposizioni.

Commento ai risultati dell’esercizio 2017

L’intero ciclo di manutenzione programmata sull’impianto di Generazione di Energia Elettrica per l’esercizio 2017 è stato svolto durante il primo semestre.
Nello specifico nel primo trimestre è stato realizzato il programma manutentivo previsto relativo a due treni di “Gasificatore –Turbina a ciclo combinato” ed una “linea di lavaggio gas”, mentre nel secondo trimestre la manutenzione ha interessato il terzo treno “Gasificatore –Turbina a ciclo combinato”.La produzione di energia elettrica è stata quindi pari a 4,09TWh in flessione dell’11% rispetto allo scorso esercizio, in ragione di un programma manutentivo più pesante rispetto all’anno precedente, oltre che da una minor performance produttiva (il fattore di servizio è risultato inferiore di oltre il 4% rispetto alla media degli ultimi 10 anni).

L’EBITDA comparable è stato pari a 196,6 milioni di Euro, pressoché in linea con i 195,4 milioni di Euro conseguiti nel 2016. In particolare il maggior contributo della linearizzazione, lo scenario positivo caratterizzato da un incremento del valore della tariffa CIP6/92 (+7%) e le vendite di vapore ed idrogeno (non soggette alla procedura di linearizzazione) superiori per circa 10 milioni di Euro rispetto all’esercizio precedentehanno più che compensato l’incremento dei costi fissi legato all’importante ciclo di manutenzione ed i minori volumi prodotti. Si segnala inoltre che la differenza tra l’EBITDA comparable e quello reported è imputabile ad una riclassifica contabile.

La crescita registrata dall’EBIT comparable è principalmente dovuta alla riduzione degli ammortamenti comegià sopra riportato.

Passando all’analisi dell’EBITDA calcolato secondo i principi contabili Italiani, esso è stato pari a 97,7milioni di Euro nel 2017, in calo rispetto ai 133,9 milioni di Euro conseguiti nel medesimo nello scorso esercizio. La differenza è dovuta all’effetto combinato della minor produzione di energia elettrica (-11%) e dell’incremento di circa 10 milioni di Euro del costo di acquisto della materia prima (TAR). I fenomeni descritti, sono stati solo in parte compensati dal maggior valore della tariffa CIP6/92(+7%) e dalle sopra citate maggiori vendite di idrogeno e vapore (per circa 10milioni di Euro).

Gli investimenti sono stati pari a 16,6 milioni di Euro, in coerenza con gli importanti interventi di manutenzione programmata che sono stati realizzati.

Commento ai risultati del quarto trimestre del 2017
Nel quarto trimestre del 2017, il segmento Generazione di Energia Elettrica ha marciato in assenza di interventi di manutenzione programmata realizzando una produzione di energia elettrica pari a 1,13TWh, in calo rispetto ai 1,24 TWh registrati nel quarto trimestre dello scorso esercizioa causa di una minor performance operativa.L’EBITDA comparable è stato pari a 48,3 milioni di Euro, in crescita del 7% rispetto ai 45,0 milioni di Euro conseguiti nel quarto trimestre del 2016.
Tale risultato è ascrivibile al maggior contributo della linearizzazione e dall’incremento del valore della tariffa CIP6/92 (+7%) che hanno più che compensato i minori volumi prodotti. I costi fissi e variabili sono invece risultati sostanzialmente in linea con il quarto trimestre del 2016.

Come evidenziato nei risultati annuali, si segnala che la differenza tra l’EBITDA comparable e quello reported è imputabile ad una riclassifica contabile. La forte crescita registrata dall’EBIT comparable è dovuta sia al maggior EBITDA che alla riduzione degli ammortamenti come già sopra riportato.

Passando poi all’analisi dell’EBITDA calcolato secondo i principi contabili Italiani, nel quarto trimestre del 2017 esso è stato pari a 32,5 milioni di Euro, in linea con i 32,6 milioni di Euro conseguiti nel quarto trimestre del 2016, poiché il maggior valore della tariffa CIP6/92 ha compensato la minor produzione di energia elettrica.Infine, gli investimenti del trimestre sono stati pari a 2,8milioni di Euro.

Eolico
Il Gruppo Saras è attivo nella produzione e vendita di energia elettrica da fonti rinnovabili attraverso la controllata Sardeolica Srl, che gestisce un parco eolico ubicato ad Ulassai (Sardegna). Di seguito si riportano i principali dati operativi e finanziari.

Nell’esercizio 2017 l’EBITDA comparable del segmento Eolico (coincidente con quello IFRS) è stato pari a 23,1milioni di Euro, sostanzialmente in linea con i 23,8 milioni di Euro dell’esercizio 2016 in quanto la minor ventosità (registrata nella prima parte dell’anno) che ha dato luogo ad una produzione di elettricità inferiore del 14% rispetto all’esercizio precedente, è stata compensata dal maggior valore della Tariffa Incentivo (+0,7 Eurocent/Kwh rispetto all’anno precedente), e della Tariffa Elettrica (+1,0 Eurocent/kWh, rispetto all’anno precedente).

Nel quarto trimestre del 2017 l’EBITDA comparable del segmento Eolico (coincidente con quello IFRS) è stato pari a 8,7 milioni di Euro, in crescita rispetto ai 7,2 milioni di Euro conseguitinel quarto trimestre dello scorso eserciziograzie alla maggior ventosità, che ha dato luogo ad una produzione di elettricità superiore del 23% rispetto allo stesso trimestredel2016. Inoltre la Tariffa Incentivo è risultata superiore di +0,7 Eurocent/kWh e la Tariffa Elettrica è cresciuta di +0,6 Eurocent/kWh rispetto al quarto trimestre dell’anno precedente.

Altre Attività
Il segmento include le attività delle controllate Sartec SpA, Reasar SA e altre, che hanno positivamente contribuito al risultato di Gruppo anche nell’esercizio 2017.

Strategia ed Evoluzione prevedibile della Gestione
Grazie alla configurazione ad alta conversione, all’integrazione con l’impianto IGCC e ad un modello operativo basato sulla gestione integrata della Supply Chain, la raffineria Saras, ubicata a Sarroch (Sardegna), detiene una posizione primaria nel panorama dei siti Europei. Tali caratteristiche consentono al Gruppo di posizionarsi in maniera positiva rispetto alla prevedibile evoluzione dello scenario di riferimento in particolar modo per quanto riguarda la normativa IMO –Marpol VI che prevede, dal 1° gennaio 2020, la riduzione dei valori consentiti nelle emissioni di zolfo nei fumi di combustione dei motori marini dando luogo a condizioni di mercato premianti per i siti come quello di Sarroch.

Il Gruppo intende proseguire nelle iniziative di miglioramento delle prestazioni operativeedell’affidabilità degli impianti oltre che nella razionalizzazione dei costi e completare l’importante piano di investimenti avviato nel 2015. Ad ulteriore rafforzamento di tale processo è stato recentemente avviato un importante programma di digitalizzazione che consentirà di far leva su fattori presenti in azienda quali la grande mole di dati ed il know-how delle persone, accrescendo la flessibilità operativa e commerciale che da sempre caratterizza il modello di business del Gruppo, con l’obiettivo di catturare le opportunità offerte dallaprevedibile evoluzione dello scenario di riferimento garantendo il mantenimento di una posizione di leadership anche nel prossimo decennio.

L’esercizio 2018 si è aperto con il Brent sui valori massimi degli ultimi 3 anni attorno a 70 $/bl sulla scia dell’accordo raggiunto dai paesi OPEC ed altri importanti produttori in merito al prolungamento anche per l’anno in corso dei tagli produttivi, alcune tensioni geopolitiche in Medio Oriente e problemi tecnici su oleodotti in Europa e negli Stati Uniti che hanno temporaneamente ridotto l’offerta. Gli esperti prevedono per l’anno in corso importanti incrementi di produzione, particolarmente da parte dei produttori non convenzionali statunitensi (tight oil da rocce di scisto), stimolati tra l’altro dal più elevato prezzo del petrolio. Si prevede che il Brent si attesti su una media di 60 $/bl.

Per quanto concerne il differenziale di prezzo tra grezzi leggeri e pesanti non si prevedono particolari variazioni rispetto ai valori registrati nel 2017 in quanto il prolungamento dei tagli produttivi continuerà a limitare l’offerta di grezzi pesanti ad alto tenore di zolfo (“heavy sour”).Sul fronte dei consumi, nel report di febbraio 2018, l’Agenzia Internazionale per l’Energia (IEA) stima una domanda globale in crescita di +1,4mbl/g nel 2018 trainata dai paesi non-OECD (in particolar modo dalla Cina).

Passando poi all’analisi della marginalità dei principali prodotti raffinati, gli esperti internazionali ritengono che il crack spread della benzina sia stato penalizzato nei primi mesi dell’anno dall’ascesa del prezzo del grezzo in un momentonel quale la domanda risulta stagionalmente bassa e sia destinato a risalirefacendo segnare una media annuale pari a 10,5 $/bl (in calo di circa 1 $/bl rispetto al 2017 che era stato influenzato da rilevanti chiusure non programmate di capacità di raffinazione soprattutto nei mesi estivi).

Per quanto concerne poi i distillati medi, gli esperti prevedono un crack spread del diesel di circa 12 $/bl (sostanzialmente allineato ai valori registrati nel 2017), sostenuto dai consumi di gasolio per usi industriali, notoriamente correlati all’andamento del ciclo economico (PIL 2018 previsto in crescita dell’1,9% in Europa e del 3,7% a livello globale).

Nel complesso, tali condizioni di mercato,dovrebbero consentire margini di raffinazione positivi anche se in lieve calo rispetto all’esercizio 2017.

Il gruppo Saras punterà a conseguire un premio al di sopra del margine EMC Benchmark pari a circa 2,5 ÷3,0 $/bl(al netto delle manutenzioni).

Da un punto di vista operativo, nel segmento Raffinazione, l’esercizio 2018 si caratterizzerà per un ciclo manutentivo sostanzialmente in linea con l’esercizio precedenteeconcentrato nella prima parte dell’anno. In dettaglio, il programma di manutenzione sarà articolato come segue: nel primo trimestre sono previste le attivitàsugli impianti Topping “T2”, Vacuum “V2” e presso gli “Impianti Nord”; nel secondo trimestre la manutenzione riguarderà i Topping “RT2” e “T1”, il VisBreaking “VSB” e l’impianto MildHydroCracking “MHC2”; nel terzo trimestre non sono previste manutenzioni rilevanti mentre nel quarto trimestre saranno posti in essere interventi presso l’impianto Reforming Catalico “CCR”.

Complessivamente la lavorazione annuale di grezzo è prevista pari a circa 13,8 ÷ 14,6 milioni di tonnellate (ovvero 101 ÷ 107 milioni di barili), cui si aggiungerà circa 1 milione di tonnellate di carica impianti complementare al grezzo (corrispondenti a circa 7 milioni di barili).

Per quanto riguarda il segmento Generazione di Energia Elettrica, il programma manutentivo prevede nel primo trimestre un intervento standard su uno dei tre treni di “Gasificatore –Turbina a ciclo combinato”eduna delle due linee di lavaggio gas. Nel secondo trimestre, poi, la manutenzione interesserà un treno di “Gasificatore –Turbina a ciclo combinato”. Infinea cavallo tra il terzo ed il quarto trimestre sarà completata la manutenzione sul terzo treno di “Gasificatore –Turbina a ciclo combinato”.

La produzione totale di energia elettrica per l’anno 2018 è prevista in recupero rispetto all’esercizio precedente, attorno ai 4,30 TWh (rispetto ai 4,09 TWh prodotti nel 2017). Relativamente al segmento Marketing, si prevede un consolidamento del miglioramento dei margini realizzato nell’esercizio precedente grazie alle azioni di ottimizzazione dei costi e di razionalizzazione del portafoglio clienti.

Nel segmento Eolico, la controllata Sardeolica prosegue l’iter per la Valutazione di Impatto Ambientale relativa al progetto di ampliamento del Parco di Ulassai (sito nel comune di Ulassai e Perdasdefogu), per una capacità di ulteriori 30 MW. Nel corso dell’esercizio 2018 giungerà a scadenza il periodo di incentivazione per parte dei 48 aerogeneratori dell’impianto.

Commentiai risultati di Saras SpA per l’esercizio 2017
Saras SpA ha funzione di Capogruppo ed opera nel mercato petrolifero a livello italiano ed internazionale attraverso le attività di acquisto e di vendita dei prodotti derivati dalla raffinazione. Nell’esercizio 2017, i ricavi di Saras SpA sono stati pari a 7.850milioni di Euro, in incremento di 1.873milioni di Euro rispetto all’esercizio precedente, principalmentea causa dell’andamento delle quotazioni petrolifere. L’EBITDA è stato pari a 284 milioni di Euro, in calo rispetto all’esercizio precedente, a causa di margini di raffinazione inferiori nel corso del 2017. L’utile netto dell’esercizio, pari a 207milioni di Euro, è influenzato da quanto sopra descritto a livello di risultati operativi. La Posizione Finanziaria Netta di Saras SpA al 31 dicembre 2017 è negativa per 184 milioni di Euro, rispetto alla posizione negativa per 116 milioni di Euro registrata alla fine dell’esercizio 2016.

Dividendo
Il Consiglio di Amministrazione proporrà all’Assemblea Generale degli Azionisti di Saras S.p.A. un dividendo pari a 0,12Euro per azione, corrispondente acirca il 52% del Risultato Netto comparableconseguito dal Gruppo nell’esercizio 2017. Il dividendo verrà pagato in data 23maggio 2018, con stacco della cedola in data 21maggio 2018.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell’esercizio 2017
In data 26 febbraio 2018 è mancato il Presidente del Consiglio di Amministrazione, Gian Marco Moratti. Figlio di Angelo Moratti, fondatore della Saras, è stato Amministratore Delegato della società fino al 1981, anno in cui neha assunto la presidenza.

Piano Industriale 2018–2021
Il Consiglio di Amministrazione di Saras SpA ha approvato il Piano Industriale del Gruppo per il periodo 2018–2021(il “Piano”), che si fonda sulle medesime strategie operative e leve di creazione divalore annunciate nel piano precedentee include il completamento del ciclo di investimenti avviato nel 2015, aggiornando lo scenario di riferimento.

Muovendo da uno scenario che prevede la prosecuzione del ciclo positivo per l’industria della raffinazione nei prossimi anniche dovrebbe ricevere ulteriore impulso dagli effetti della normativa IMO, il Gruppo ha individuatoquattro priorità strategiche volte a massimizzare la capacità di cogliere le opportunità di mercato e garantire la sostenibilità del business nel prossimo decennioche si preannuncia ricco di sfide ma anche di opportunità per gli operatori che saranno in grado di mantenere una posizione di leadership nel settore.In dettaglio il Piano prevede: (i) il completamento del ciclo di investimenti avviato nel 2015; (ii) l’ottimizzazione della produzione ed il miglioramento delle performance; (iii)il consolidamento del modellodi business basato sulla gestione integrata della supply chaine (iv) l’ottimizzazione dei costi. Si inseriscepoi,senza discontinuità,in tutte le iniziative descritte, l’importante piano di digitalizzazioneche la società sta realizzandoe che,facendo leva sul know-how delle persone, si pone l’obiettivo di rafforzare le caratteristiche di efficienza e flessibilità che da sempre hanno contraddistintol’attività del Gruppo.Scenario di riferimentoIl Piano si fonda su uno scenario di riferimento che incorpora un mercato petrolifero favorevole all’industria della raffinazionesupportato da una robusta domanda di prodotti raffinati che, a partire dalla seconda metà del 2019,beneficerà degli effetti della regolamentazione sul contenuto di zolfo nei fumi dei motori mariniche dal 1° gennaio 2020 dovrà scendere dall’attuale 3,5% allo 0,5%(c.d. “IMO -Marpol VI”).È opinione largamente condivisa che come conseguenza si rafforzerà sensibilmente il valore del diesel e contemporaneamente scenderà il valore dell’olio combustibile ad alto contenuto di zolfo, determinando diversi effetti: aumenteranno i margini di raffinazione per gli impianti ad alta conversione, scenderà il prezzo dei grezzi ad alto contenuto di zolfo e le raffinerie di minori dimensioni e tecnologicamente arretrateincontreranno maggiori difficoltà.Pur con queste premesse molto positive, si è scelto di utilizzare uno scenario alla base delle proiezioni economico-finanziarie, più prudente rispetto a quelloprospettato da importanti esperti internazionali specializzati nel settoreparticolarmente con riferimento ai crack spreaddei distillati medi. Per quanto concerne il Brent, lo scenario prevalente stima un graduale incremento delle quotazioni da 60,0$/bl nel 2018fino a 70$/bl nel2021.Il differenziale di prezzo tra i grezzi leggeri a basso tenore di zolfo (light sweet) equelli pesanti ad alto tenore di zolfo (heavy sour)è previsto 20inizialmente su valori contenuti e sostanzialmente allineati a quelli registrati nel 2017, anche in ragione del prolungamento dei tagli produttivi ad opera dell’OPEC che limita l’offerta dei grezzi pesanti. A partire dal 2020si ipotizza un incremento degli sconti rispetto al Brent dei grezzi heavy soure medium souredun contestuale lieve incremento dei premidei grezzi light sweet, maggiormente adatti a produrrecarburante per i motori marini(bunker) allo 0,5% di zolfo.Relativamente agli andamenti dei prodotti raffinati, gli esperti internazionali prevedono il crack spreaddella benzina in lievecalo da +10,5$/blnel 2018 a 9,2 $/bl nel 2021 in quantol’incrementoattesodelle vendite di vetture a benzina,specialmente nei paesi in via di sviluppo, verrà bilanciatodalla maggiore efficienza dei motori a combustione e dalla crescente penetrazione dei veicoli elettrici che rappresenteranno comunque una percentualelimitata del parco veicoli globale. Il crack spreaddel diesel è previsto pari a +12,0$/bl nel 2018per poi rafforzarsi sino a 16,6$/bl nel 2021.Aseguito della sopra citata normativa “IMO –Marpol VI”, infatti parte della domanda di carburante per motori marini(in totale pari a circa 3 ÷4 mbl/g),attualmente soddisfatta dall’olio combustibile ad alto tenore di zolfo,dovrebbe orientarsi verso i distillati medisupportandone i crack spreads. Sempre per tale motivoè ragionevole attendersi cheil crack spreaddell’olio combustibile ad alto tenore zolfo si indebolisca da -9$/bl nel 2018 a -18$/bl nel 2021.A partire dal suddetto scenario, è stato calcolato un margine di riferimento EMC Benchmark pari a circa 2,5 $/bl nel 2018 che sale gradualmente sino a 4,8$/bl nel 2020 quando gli effetti della nuova normativa dovrebbero avere pieno effetto sia in termini di differenziale heavy-lightche sul crack spread dei distillati medi,ed infine pari a 3,5$/bl nel 2021 ipotizzando una certa normalizzazione degli effetti della normativaIMO.Il Piano si allinea allo scenario prevalente che prevede un tassodi cambio dell’Eurocontro il dollaro USAche cresce tra la media di 1,20 nel 2018e di 1,24 nel 2021, incorporando un rafforzamento dell’Euro rispettoalpiano precedente.Assetto produttivo e costiCirca i livelli produttivi della raffineria, il Piano prevede lavorazioni totali comprese tra circa 15,2÷16,0milioni di tonnellateper anno(di cui circa 0,8÷1,0milioni di tonnellate per anno di semilavorati), la cui variabilità durante l’orizzonte di Piano dipenderà dalle opportune scelte produttive edagliinterventi di manutenzione programmataprevistiin ciascun anno.In particolare nel 2021 la raffineria, completato il ciclo di investimenti e manutenzioni programmate, potrà operare a piena capacità.Per quanto riguarda la generazione di energia elettricadell’impianto IGCC, si prevedono valori compresi tra 4,3÷4,4TWh/anno nel periodo 2018-20, congruenti con le consuete attività di manutenzione programmate annuali, valorizzati secondo la tariffa CIP6/92.Il 2021 rappresenta un anno di discontinuitàin quanto nel secondo trimestre giungerà a scadenzail contratto CIP6/92, beneficiando di alcuni recuperi produttivi. Entro tale data avrà luogo la fermata decennale per la manutenzione programmata sull’intero impiantoripristinandonela piena efficienzaal fine di estenderel’operatività al decennio successivo. Pertanto la produzione annua è prevista pari a circa 4 TWh. Nella seconda metà dell’anno la società continuerà ad acquistare l’elettricità necessaria al processo di raffinazione da terzi e venderà i volumi prodotti al mercato.A tendere si prevede chel’impianto IGCC continui ad operare utilizzandopienamente la capacità installata ededicando circa 150 MW alla produzione per autoconsumo (sia dell’IGCC che della raffineria) ed irestanti 425 MW alla vendita a terzi,valorizzando i volumi prodotti a condizioni di mercato.L’assetto produttivo sopra descritto consentirà di continuare ad utilizzare il TAR quale materiaprima per la produzione di elettricitàevitando al Gruppo rilevanti investimenti che si renderebbero necessari.In uno scenario post “IMO-Marpol VI”si prevede infatti un marcato ampliamento del differenziale tra gasolio ed olio combustibile ad alto tenore di zolfo, condizioneche riduce il valore del TAR. In tale contesto di mercato il valore intrinseco dell’impianto IGCC verrà massimizzato e contribuirà positivamente alla realizzazione del margine di raffinazione integrato. Infine la gestione integrata dell’impianto IGCC e della raffineria garantirà il risparmio degli oneri di sistema grazie all’auto-produzione dell’elettricità, continuando a fornire vapore edidrogeno necessari al processo di raffinazione.Per quanto riguarda l’andamento dei costi, il Piano prevede costi fissi complessivi dei segmenti Raffinazione e Generazione diEnergia Elettrica pari a circa 350÷360milioni di Euro per anno, sostanzialmente stabili rispetto al buon livello raggiunto nell’esercizio 2017. Tale stima incorpora il piano di efficientamento lanciato all’inizio del 2017 i cui effetti compenseranno la deriva inflazionistica dei costi di manutenzione, dei salari e per il rispetto della normativa ambientale. Con riferimento ai costi variabili, le iniziative di miglioramento poste in essere controbilanceranno buonapartedegli incrementi del prezzo delle utilities legati allo scenario.Investimentied iniziative di miglioramentoIl nuovo piano di investimenti conferma l’impegno del Gruppo nel business della raffinazione e la volontà di mantenere l’eccellenza operativa e tecnologica consolidando la propria posizione competitiva. Durante l’orizzonte di Piano, sono previsti investimenti pari a 800 milioni di Euroche includono gli investimenti ordinari di mantenimento dellacapacità produttiva,gli interventi per il rispetto delle normative HSE ed anche quelli dedicati al miglioramento dell’affidabilità ele iniziative di digitalizzazione. I nuovi investimenti previsti fanno sostanzialmente riferimento per circa 50 milioni di Euro agli investimenti in digitalizzazione, per circa 45 milioni di Euro adinvestimenti relativi aturn around degli impianti non inclusi nel perimetro del piano precedente (i.e. manutenzione decennale dell’impianto IGCC per estenderne sino al 2031 la vita utile) e per circa 55 milioni di Euro ad investimenti aggiuntivi relativi al miglioramento dell’affidabilitàed alla riconfigurazione del sistema di gestione del vapore e dell’elettricità. 21Il Gruppo Saras resterà focalizzato sulle leve operative, gestionali e strategiche sulle quali può esercitare un’influenza direttacon investimenti di sviluppo della configurazione del sitoed iniziative dedicate al miglioramento dell’affidabilità e dell’efficienza energetica, anche grazie all’impiego delle nuove opportunità offerte dalla digitalizzazione. Le suddette iniziative di miglioramento dovrebberogenerare un contributo crescente a livello di EBITDA che andrà da circa 15 milioni di Euro nel 2018 fino a circa 65 milioni di Euro nel 2021.Il Gruppo prevede inoltre di produrre e vendere olio combustibile a bassissimo contenuto di zolfo (compatibile con la nuova normativa IMO). Grazie alla sua peculiare configurazione,il sito di Sarroch sarà infatti in grado di produrre tale combustibile a condizioni competitive e di commercializzarlo,favorito dalla collocazione geografica nel mezzo del Mediterraneo. Si anticipanocondizioni di mercato favorevoli per questo carburanteanche in relazione al fatto che sarà disponibilein quantità limitate poiché sono pochi i grezzi in grado di poterlo produrre.Evoluzione della redditività attesaIl segmento raffinazione del Gruppoè atteso generare un premio, rispetto al margine EMC Benchmark, che cresce gradualmente tra 2,5÷3,0$/bl nel 2018sino a circa 5,0$/bl nel 2020(stimato sulla base dell’evoluzione dello scenario di riferimento, includendo il contributo delle iniziative di miglioramento, la riduzione dei costi variabilied al netto delle manutenzioni).La Generazione di Energia Elettrica dovrebbe generare un EBITDA comparablepari a circa 190 milioni di Euro/annonel periodo 2018 –2020, valorizzando la produzione sulla base del contratto CIP6/92.A partire dal 2021 l’impianto IGCC verrà considerato un’unità di conversione della raffineria ed i relativi risultati economico-finanziari (inclusi i costi fissi), saranno incorporati nel segmento Raffinazione per riflettere l’assetto produttivo integrato. In tale anno si prevede un premio complessivo pari a circa 7,0$/bl.Nel segmento Marketing, l’EBITDA comparableè atteso pari a circa 10÷12 milioni di Euro/anno, grazie al consolidamento dell’incremento di redditività derivante dalle attività dirazionalizzazione realizzatenel corso dell’esercizio 2017.Infine, nel segmento Eolico, si attende un EBITDA di circa 5÷10milioni di Euro/anno considerando che giungeranno al termine i meccanismi di incentivazione su circa l’80% della capacità installataa partire dall’esercizio in corso.Alla luce di quanto illustrato, la generazione di cassa dalla gestione operativa complessiva durante l’orizzonte di Piano è attesa pari a circa 1.950÷2.050milioni di Euro. Il Piano risulta pertanto sostenibile da un punto di vista finanziario,in quanto i flussi di cassa previsti saranno in grado di far fronte agli investimenti, al fabbisogno di capitale circolante, al pagamento degli oneri finanziari e delle imposte, garantendoaltresì un’adeguata politica di remunerazione degli azionistied un ulteriore rafforzamento della solidità patrimoniale del Gruppo.Il Piano attesta l’attenzione alla remunerazione degli azionisticonfermando la politica aziendaleche prevede il pagamento di dividendi compresi tra il 40% ed il 60% dell’utile netto comparable,anche dopo la revisione del piano di ammortamento dell’impianto IGCC,a seguito dell’estensionedella vita utile dello stesso,che avrà un effetto positivo sul Risultato Nettocomparabledei prossimi anni.