Avvio in calo a Piazza Affari per il gruppo Eni che, prima dell’apertura dei mercati, ha diffuso i risultati 2024. Lo scorso esercizio il colosso guidato da Claudio Descalzi ha registrato 14,3 miliardi di euro di Ebitda rettificato proforma, in calo del 20% su anno e 5,26 miliardi di utile netto rettificato in calo del 37% su anno. Nel solo quarto trimestre, l’ultima riga di bilancio è scesa a 892 milioni, quasi la metà rispetto al dato dello stesso periodo del 2023, a causa della maggiore incidenza sul risultato ante imposte consolidato dei Paesi esteri in cui opera l’upstream, caratterizzati da tax rate significativi, mentre è diminuito il contributo all’utile ante imposte di gruppo degli altri settori operanti in giurisdizioni Ocse con tax rate più contenuti.
Eni ha fatto anche sapere oggi di aver siglato un Memorandum of understanding con la compagnia indonesiana Petronas per definire la costituzione di una joint venture per la gestione di una selezione di asset upstream in Indonesia e Malesia.
A Piazza Affari il titolo è altalenante in segno negativo: in tarda mattinata è in calo di 0,69 euro a 14,18 euro, dopo un minimo segnato in apertura a 13,94 euro. Nel corso della giornata è atteso l’aggiornamento del piano industriale
Gli “eccellenti progressi strategici e operativi hanno consentito di realizzare 14,3 miliardi di utile operativo proforma adjusted e 13,6 miliardi di flusso di cassa adjusted, entrambi ben superiori alle nostre previsioni” ha commentato Descalzi aggiungendo che “La gestione ha reso disponibile un avanzo di circa 5 miliardi, in grado di coprire la remunerazione degli azionisti, con un dividendo incrementato rispetto al 2023″ aggiunge.
Indebitamento in miglioramento grazie agli incassi dalle cessioni
Il leverage, il rapporto d’indebitamento proforma, è sceso al minimo storico del 15% calcolando i prossimi incassi dalle cessioni della quota del 25% di Enilive a Kkr (che nel frattempo ha raggiunto un accordo per acquisirne un ulteriore 5%) e della seconda tranche di Plenitude a Eip, per un totale di 3,1 miliardi di euro, oltre ad altre operazioni ancora in corso. L’indebitamento finanziario netto ammonta a 12,2 miliardi di euro, assorbendo anche l’acquisizione di Neptune per 2,4 miliardi di euro. “Le nostre operazioni di portafoglio”, ha detto ancora l’ad, “hanno consentito di traguardare un minimo storico nel rapporto d’indebitamento attestatosi su base proforma al 15%, che ci assicura la flessibilità finanziaria per continuare a investire nel business e a remunerare i nostri azionisti attraverso i cicli dell’industria.
Il flusso di cassa rettificato ammonta invece a 13,6 miliardi. In crescita del 3% rispetto al 2023 la produzione di idrocarburi, a 1,72 milioni di barili equivalenti giorno, grazie all’avvio di progetti organici e all’integrazione di Neptune. Le attività di esplorazione hanno fatto emergere 1,2 miliardi di barili equivalenti di nuove risorse. Eni le sfrutterà anche per nuove opportunità di monetizzazione anticipata, in linea con la strategia dual model che prevede cessione di quote di minoranza in progetti con riserve certe. Gli investimenti organici si sono fermati a 8,8 miliardi di euro, in calo rispetto alle stime iniziali.
Terza tranche del dividendo di 0,25 euro pagata il 26 marzo prossimo
Eni, che ha già completato il suo nuovo programma di buyback lo scorso 20 febbraio con l’acquisto complessivo di 144 milioni di azioni, ha deliberato la terza tranche del dividendo di 0,25 euro che sarà messa in pagamento il 26 marzo prossimo. Per i possessori di Adrs registrati entro il 25 marzo 2025, quotati alla borsa di New York, la terza tranche sarà pagabile invece il 7 aprile 20254. La società fa sapere di aver distribuito circa 5,1 miliardi di euro agli azionisti, con una cedola incrementata a 1 euro.
Il modello satellitare ha creato 21 miliardi di valore
Disciplina finanziaria, crescita delle produzione e stato di salute delle principali attività e controllate, sono questi i punti di forza della società. “Nel 2024, crescita e creazione di valore hanno raggiunto un livello di eccellenza, supportati dalla nostra struttura finanziaria e dalla disciplina nei costi”, ha sottolineato Descalzi. Il modello satellitare, secondo il top manager di Eni, ha fatto emergere oltre 21 miliardi di valore d’impresa nel corso dell’anno. “Plenitude ed Enilive hanno entrambe conseguito gli obiettivi annuali in termini di ebitda (1,9 miliardi di euro), nonostante il contesto di mercato sfidante”. La capacità installata da fonti rinnovabili di Plenitude è aumentata del 37% a 4,1 Gigawatt grazie soprattutto allo sviluppo organico dei progetti in Spagna, Regno Unito e Italia, e alle acquisizioni in Spagna e Germania, nonché negli Stati Uniti ai due impianti fotovoltaici dalla capacità totale di 0,2 Gw (in quota Eni) finalizzata a fine anno. Le lavorazioni di prodotti raffinati bio sono cresciute del 29%. Avviato in Sicilia il primo impianto per la produzione di bio-jet. Descalzi ha anche confermato la creazione di una nuova società satellite per valorizzare le attività di Ccs, la cattura e stoccaggio della Co2, al momento portate avanti in Italia e nel Regno Unito.
Accordo con Petronas per il Gnl nel sud-est asiatico
Oggi Eni ha anche annunciato anche un memorandum of understanding esclusivo con Petronas per definire la costituzione di una joint venture per la gestione di una selezione di asset upstream in Indonesia e Malesia. Secondo le parti, la jv creerà significative opportunità di crescita in entrambi i Paesi, e potrà generare sinergie efficaci per diventare uno dei principali operatori nel settore del Gnl nella regione, garantendo nel medio termine una produzione sostenibile di 500 mila barili di olio equivalente al giorno. Le riserve della joint venture, che si concentrerà su investimenti in nuovi progetti di svuluppo di gas, ammontano a circa 3 miliardi di barili di olio equivalente (boe), e il potenziale esplorativo è di circa 10 miliardi di boe.
Il peso del prezzo del petrolio
Come per tutte le compagnie petroliferi, anche per Eni i risultati dipendono in larga parte dai prezzi di petrolio e gas sui mercati internazionali. Quotazioni del greggio mediamente inferiori all’anno prima hanno zavorrato i guadagni, nonostante la crescita della produzione del 3% guidata dalle operazioni in Kazakistan, Libia, Costa d’Avorio, Congo e Mozambico, spiega il gruppo controllato al 30% dallo Stato italiano. I comparti raffinazione e chimica hanno accusato una perdita di 275 milioni di euro.