Eni: prezzi petrolio e calo margini frenano gli utili. Focus su update target

Eni ha archiviato gli ultimi tre mesi del 2024 con risultati inferiori alle attese in termini di redditività, in un contesto sfavorevole per le materie prime. Performance contrastanti per i segmenti di business in cui il gruppo opera, mentre la produzione complessiva di idrocarburi ha superato le aspettative. Appuntamento alle 14:00 per l’aggiornamento dell’outlook. Nel frattempo, il titolo viaggia in modesto calo (-0,7%) a Piazza Affari, in una giornata che al momento vede il Ftse Mib in ribasso dell’1,2%.

Ebit e Utile netto in calo nel quarto trimestre per Eni

Nel quarto trimestre Eni ha riportato un utile netto adjusted pari a 892 milioni di euro, in diminuzione del 46% rispetto al corrispondente periodo del 2023 e al di sotto delle stime degli analisti, che si attestavano a 995 milioni di euro (consensus Bloomberg). L’utile netto complessivo si è attestato a 247 milioni di euro, a fronte di 1,01 miliardi previsti.

Il calo della redditività è stato determinato soprattutto dalla contrazione dei prezzi del petrolio e dal peggioramento dei margini di raffinazione, in linea con le difficoltà riscontrate dal settore oil & gas a livello globale. L’Ebit pro-forma adjusted è sceso del 28% a 2,7 miliardi, di cui un risultato operativo adjusted delle società consolidate pari a 1,69 miliardi (-39%, stima 2,02 miliardi).

Nel full year 2024, l’utile netto rettificato è sceso del 37% a 5,26 miliardi, con un risultato operativo pro-forma adjusted in flessione del 20% a 14,32 miliardi. Eni ha comunque raggiunto i target prefissati per l’esercizio appena concluso.

Equita Sim sottolinea che il flusso di cassa operativo adjusted di €13,6 miliardi ha di poco superato il target (13,5 miliardi) nonostante uno scenario prezzi del Brent meno favorevole e che “anche il Net Debt è migliore delle attese con un leverage (pro-forma) sceso al 15% dal 22% del 3Q24 grazie alla buona generazione di cassa e all’afflusso di liquidità dal M&A”.

E&P sotto le attese, GGP meglio delle stime

Nel dettaglio, la divisione Exploration & Production ha registrato un utile operativo adjusted di 1,80 miliardi di euro (-27%), inferiore alle stime di 2,01 miliardi di euro. Il comparto Global Gas & LNG Portfolio ha invece superato le previsioni, con un risultato operativo rettificato di 271 milioni rispetto ai 228 milioni attesi.

In calo i risultati di Enilive e Plenitude. L’utile operativo al netto delle componenti straordinarie si è fermato a 136 milioni (-24%), al di sotto delle attese di 251,7 milioni.

Infine, la divisione Refining e Chimica ha riportato una perdita operativa rettificata di 291 milioni (-210 milioni nel Q4 2023), peggio dei 179 milioni del consensus.

Produzione in crescita, margini di raffinazione sotto pressione

Nel quarto trimestre, la produzione di idrocarburi di Eni è cresciuta dello 0,5% su base annua, raggiungendo una media di 1,72 milioni di barili di petrolio equivalente al giorno, superando le attese di 1,69 milioni.

Nel dettaglio, la produzione di petrolio si è attestata a 786.000 barili al giorno (+0,6% rispetto all’anno precedente), mentre quella di gas naturale è stata di 138 milioni di metri cubi/giorno.

I prezzi medi realizzati per il petrolio sono stati pari a 69,02 dollari al barile, inferiori ai 69,78 dollari previsti dagli analisti, mentre il prezzo medio del gas naturale si è attestato a 260 dollari per mille metri cubi. Il margine di raffinazione standard di Eni si è ridotto a 3,70 dollari al barile, comunque superiore alle previsioni di 2,68 dollari. Il calo rispetto ai 4,3 $/barile del quarto trimestre 2023 è legato ai ridotti crack spread dei prodotti, “impattati negativamente dalla debole domanda, in particolare nei settori industriali e delle costruzioni, dall’eccesso di capacità e dalla pressione competitiva dalle altre aree geografiche”.

Nuova joint venture tra Eni e Petronas in Indonesia e Malaysia

Parallelamente alla pubblicazione dei risultati finanziari, Eni ha annunciato un Memorandum of Understanding con Petronas per definire la costituzione di una joint venture che gestirà asset upstream selezionati in Indonesia e Malaysia. Le riserve della jv ammontano a circa 3 miliardi di barili di olio equivalente (boe), con un potenziale esplorativo di circa 10 miliardi di boe.

L’iniziativa si inquadra all’interno del “modello satellitare” del gruppo, che prevede lo scorporo di attività per gestire il rischio mantenendo al contempo una partecipazione in diversi business. Attraverso questo piano, il Ceo Claudio Descalzi punta a raccogliere circa 8 miliardi di euro da cessioni di asset, di cui la metà nel segmento upstream. Ricordiamo che Eni ha recentemente siglato un accordo per la cessione del 5% di Enilive a KKR, la cui partecipazione è così salita al 30%.

Eni opera in Indonesia dal 2001 e possiede un portafoglio significativo di asset in fase di esplorazione, sviluppo e produzione, con una produzione attuale di circa 95.000 barili di petrolio equivalente al giorno nell’area di East Kalimantan. I dettagli finanziari dell’operazione non sono stati resi noti.

Sale l’attesa per l’aggiornamento della strategia

Archiviati i conti, l’attesa è tutta per l’appuntamento di oggi pomeriggio con il Capital Markets Update in programma dalle 14:00. Nel corso della conference call con gli investitori Eni presenterà un aggiornamento della propria strategia industriale, con possibili dettagli sulle prospettive per il 2025 e sugli obiettivi di crescita nel settore delle rinnovabili e della transizione energetica.

Secondo Equita Sim, i risultati potrebbero “avere risvolti marginalmente negativi per le stime del full year 2025, in quanto riteniamo che una parte del gap rispetto alle stime di 4Q24 sia non ricorrente”.