Eni: utili in calo del 46%, ma in rialzo le previsioni per i prossimi mesi

È tempo di conti in casa Eni. Nella giornata di ieri, il cda della società diretta dall’ad Claudio Descalzi ha approvato i risultati consolidati del primo trimestre 2024 e, contestualmente, fornito ulteriori indicazioni in vista dei prossimi mesi. Risultati che anche se sono stati definiti “eccellenti” dallo stesso Descalzi, al punto da “segnare una traiettoria di superamento delle previsioni economico-finanziarie di budget”, tuttavia fanno registrare, in alcune voci, dei cali rispetto a quanto riportato nel primo trimestre del 2023.

Una flessione che trova la sua ragion d’essere nell’andamento dei prezzi delle materie prime. “Lo scenario del primo trimestre 2024 è stato caratterizzato dalla flessione dei prezzi del gas naturale (circa -50% rispetto al primo trimestre 2023 la flessione del prezzo spot ai principali hub europei) che ha condizionato i risultati della nostra catena del valore del gas, mentre il prezzo del greggio di riferimento Brent ha registrato una sostanziale stabilità a 83$/bbl in media nel trimestre. I margini di raffinazione hanno evidenziato una ripresa rispetto al quarto trimestre 2023, tuttavia sono diminuiti rispetto al primo trimestre 2023”, ha dichiarato Eni nella nota ufficiale.

Eni, i risultati del primo trimestre 2024

In uno scenario in cui la produzione di idrocarburi è aumentata da 1,66 milioni dei primi tre mesi del 2023 a 1,74 milioni di boe/giorno, Eni ha fatto registrare 22,94 miliardi di euro di ricavi della gestione caratteristica, in calo del 16% rispetto ai 27,19 miliardi ottenuti nel primo trimestre dell’anno precedente.

Ancora più evidente la flessione del ebit proforma adjusted (-30%), passato da 5,86 miliardi a 4,11 miliardi di euro “a seguito del minor risultato conseguito da GGP (in riduzione del 77% a 325 milioni di euro) dovuto, alle straordinarie condizioni di mercato che hanno caratterizzato il trimestre di confronto, e del risultato del business E&P (in riduzione del 13% a 3,32 miliardi di euro) per effetto della flessione del prezzo del gas naturale”, evidenzia la stessa Eni.

I risultati sono stati condizionati anche dal minor utile del settore Refining, Chimica e Power (in riduzione di 179 milioni di euro) causato dai minori margini di raffinazione a livello internazionale e dalla flessione dei margini dei prodotti petrolchimici. “Questi impatti negativi sono stati in parte compensati dalla performance di Enilive e Plenitude (in aumento del 56% a 420 milioni di euro) a seguito del positivo andamento nei mercati retail dei carburanti e dell’energia, dell’entrata a regime di nuova capacità rinnovabile e dei relativi volumi di produzione”.

In forte discesa anche l’utile netto adjusted, che è andato incontro quasi a un dimezzamento rispetto al primo trimestre del 2022 (-46%): da 2,9 a 1,58 miliardi di euro, “per effetto del minor utile operativo e dei minori risultati delle partecipate che riflettono il deterioramento dello scenario del gas naturale e dei prodotti”. In aumento di circa 8 punti percentuale il taxe rate, arrivato a circa il 49% “a seguito di un mix dei profitti per aree geografiche e per settore di attività meno favorevole (in termini di aumento della quota di reddito imponibile nei Paesi con un’aliquota fiscale più elevata, che riflette una riduzione dell’utile imponibile delle controllate italiane) e dell’impatto del calo dei prezzi del gas nell’Exploration & Production”, evidenzia Eni.

Dall’acquisizione di Neptune Energy Group al Congo

Come rivelato dalla società, considerando che il flusso di cassa netto da attività operativa al costo di rimpiazzo adjusted (prima delle variazioni del capitale circolante) è stato di 3,9 miliardi di euro – quindi “superiore ai fabbisogni per gli investimenti organici pari a 2 miliardi di euro -, il free cash flow si è attestato a 1,9 miliardi di euro.

Componente che è stata utilizzata per remunerare gli azionisti attraverso il pagamento dei dividendi e il riacquisto di azioni (1,2 miliardi di euro complessivamente) e per finanziare l’acquisizione strategica di Neptune Energy Group (2,3 miliardi di euro) e di asset del business rinnovabili in Usa (200 milioni di euro), al netto dei proventi dalla cessione della quota minoritaria del 7,6% di Plenitude al fondo EIP (circa 600 milioni di euro) e di asset non strategici nella E&P (200 milioni di euro).

“Grazie al perfezionamento dell’acquisizione di Neptune Energy e all’annunciata operazione di fusione delle attività Uk con Ithaca Energy, rafforzeremo l’Upstream con una maggiore presenza nei paesi OCSE e crescente incidenza della produzione gas. Inoltre, l’investimento del fondo EIP in Plenitude, ad un valore implicito di oltre 10 miliardi di euro, conferma l’elevato potenziale del nostro segmento rinnovabili e retail”, aggiunge Descalzi che si è soffermato anche su un altro aspetto. “La rilevante scoperta esplorativa in Costa d’Avorio aumenterà le opzioni di creazione di valore nel lungo termine in termini sia di risorse addizionali sia di possibile anticipata monetizzazione. Il modello di sviluppo ‘accelerato’ ha consentito di effettuare il primo carico di gas liquefatto dal progetto Congo LNG a distanza di appena un anno dalla decisione d’investimento.

Buyback, dividendi e le aspettative per i prossimi mesi

Guardando agli azionisti, Eni ha evidenziato che il piano di buyback è stato aggiornato in rialzo a 1,6 miliardi di euro, con un incremento del 45% rispetto agli 1,1 miliardi comunicato nel Capital Market Update di marzo.

I vertici hanno precisato che la variazione è in linea con la politica di remunerazione che attribuisce il 30-35% del flusso di cassa da attività operativa attraverso dividendi e buyback e che prevede di destinare all’acquisto di azioni proprie fino al 60% dei flussi di cassa incrementali rispetto alle previsioni del management, e soggetta all’approvazione dell’assemblea degli azionisti il prossimo 15 maggio 2024 di un piano di acquisto fino a 3,5 miliardi di euro. In aumento anche il dividendo (+6%). Si parla di di un euro per azione con pagamento in quattro tranche a partire da settembre 2024.

Guardando invece alle stime per il 2024, la società ha segnalato che allo scenario aggiornato, le previsioni annuali di ebit proforma adjusted e di flusso di cassa adjusted prima della variazione del circolante sono state riviste al rialzo a oltre 14 miliardi di euro. E se la produzione di idrocarburi nel 2024 è stata confermata tra gli 1,69 e gli 1,71 milioni di boe/giorno (allo scenario di 86 dollari/barile del brent nel 2024), gli investimenti organicisono attesi a circa 9 miliardi di euro in linea con la previsione originaria.

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