Eni: nel terzo trimestre utile netto a 1,3 miliardi. Ceduto il 25% di Enilive a Kkr

Continui progressi nella strategia di crescita e nel miglioramento del portafoglio. Conseguite importanti milestone di progetto che alimenteranno la crescita futura

• In Italia è stato avviato nell’offshore siciliano il progetto a gas Argo-Cassiopea, il più grande degli ultimi anni, che si prevede raggiungerà un picco di produzione di 1,5 mld di metri cubi con emissioni nette scope 1&2 pari a zero.
• Approvato dalle autorità indonesiane il piano di sviluppo del Northern Hub che comprende la scoperta di Geng North, e dei giacimenti del Ganal PSC, che contribuiranno a incrementare significativamente il plateau produttivo di Jangkrik, nel Southern Hub.
• Con il varo di due nuove navi galleggianti il progetto Baleine Fase 2 al largo della Costa d’Avorio entrerà in produzione nel rispetto dei tempi pianificati entro la fine del 2024, grazie all’approccio fast-track di Eni, andando a complementare il successo della Fase 1.
• Perfezionata la vendita delle attività nell’onshore della Nigeria.
• Finalizzata la combinazione delle attività oil&gas di Eni nel Regno Unito con Ithaca Energy creando un nuovo satellite geograficamente focalizzato, in linea con i precedenti successi di Vår Energi in Norvegia e Azule in Angola.
• Ottenuta la decisione finale di investimento per la costruzione in Malesia di una bioraffineria dalla capacità di lavorazione di 650 mila tonnellate/anno in joint venture con Petronas ed Euglena. Atteso a breve l’avvio dei lavori di riconversione dell’impianto di Livorno in bioraffineria.
• Eni ha finalizzato il piano di trasformazione, decarbonizzazione e rilancio del business della chimica annunciato a marzo. Sono previsti investimenti nello sviluppo di nuove piattaforme di prodotto in attività downstream a elevato valore quali le rinnovabili, l’economia circolare e i prodotti specializzati, riducendo l’esposizione alla chimica di base, con recupero di profittabilità e ricadute positive sui livelli occupazionali.
• Prima iniezione di CO₂ in giacimento presso il nostro progetto distintivo di Ravenna CCS nell’offshore adriatico. Assegnati dal Governo britannico fondi pubblici per il progetto di trasporto e stoccaggio di CO₂ (T&S) di Liverpool Bay, un fondamentale traguardo per lo sviluppo del progetto HyNet CCS.
• Definita una nuova struttura organizzativa costituita da tre raggruppamenti di business per lo sviluppo ed emersione del valore delle società satellite facendo leva sull’eccellenza operativa e la qualità degli asset^[1]:i)  “Chief Transition & Financial Officer” con l’obiettivo di valorizzare i business legati alla transizione; ii) “Global Natural Resources” con il compito di massimizzare i margini lungo l’intera catena del valore oil&gas e di anticipare la monetizzazione degli asset tradizionali; iii) “Industrial Transformation” con il compito di accelerare la ristrutturazione dei business downstream e della chimica.

La disciplinata allocazione del capitale sostiene la riduzione del rapporto di leva. Impegno ad assicurare ritorni competitivi agli azionisti con l’aumento del piano 2024 di riacquisto di azioni

• Confermato l’ingresso di KKR nel capitale di Enilive con un investimento di €2,9 mld.
• I recenti successi esplorativi hanno creato significative opportunità di monetizzazione anticipata e realizzazione di valore.
• I progressi della manovra di portafoglio, migliori delle aspettative iniziali, hanno consentito a Eni di accelerare il buyback nel terzo trimestre e di incrementare il piano di buyback 2024 a €2 mld rispetto a €1,6 mld annunciati nel secondo trimestre grazie alla prospettiva di un rapporto di leva di bilancio significativamente inferiore.

Ottenuti solidi risultati grazie all’efficace esecuzione della strategia e alla disciplina finanziaria, nonostante l’indebolimento del prezzo del petrolio, il rafforzamento dell’euro e la flessione dei margini di raffinazione e dei prodotti chimici

• Nel terzo trimestre 2024 conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3,4 mld e l’utile netto adjusted di €1,3 mld. Il flusso di cassa adjusted di €2,9 mld è stato sostenuto dai continui progressi nell’attuazione della strategia della Società, dal contributo dei nuovi progetti, dalla crescita dei business legati alla transizione e dalle azioni di efficienza e di disciplina finanziaria.
• Nel terzo trimestre 2024, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €3,2 mld sostenuto dalla crescita di nuovi progetti a più elevata redditività, dall’efficace esecuzione e dal controllo dei costi, nonostante l’indebolimento del Brent e l’apprezzamento dell’euro abbiano influenzato sia il confronto con il trimestre dell’anno precedente sia quello sequenziale (-5% e -9%, rispettivamente). Solido livello produttivo (+2% vs. 2023), nonostante il calo sequenziale (-3%) che ha risentito delle manutenzioni nel Mare del Nord, degli uragani nel Golfo del Messico, dei disinvestimenti e della minore attività in Libia.
• Nel terzo trimestre 2024 il settore GGP ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €0,25 mld, +65% rispetto al trimestre 2023, per effetto dell’ottimizzazione del portafoglio gas e GNL.
• Enilive ha conseguito l’utile operativo proforma adjusted di €0,18 mld sostenuto dalla performance del marketing, parzialmente compensata dalla riduzione dei margini dei biocarburanti. Nel terzo trimestre Plenitude ha ottenuto l’utile operativo proforma adjusted di €0,13 mld, in lieve riduzione rispetto al trimestre 2023, per effetto della più accentuata stagionalità del business e della riduzione delle vendite di gas che riflettono il trend della domanda.
• L’utile operativo proforma adjusted di Refining ammonta a €0,03 mld, in riduzione sia nel confronto con il trimestre precedente sia su base sequenziale, a causa del significativo deterioramento dello scenario (il margine SERM in calo di oltre l’80% nel trimestre). La chimica ha registrato ulteriori perdite (€0,2 mld) per effetto dell’ininterrotta contrazione dell’industria a causa della debole domanda, della pressione competitiva e dei costi energetici più elevati in Europa rispetto ad altre geografie.
• Nei nove mesi 2024 il flusso di cassa operativo adjusted prima del capitale circolante è stato pari a €10,7 mld, ampiamente superiore al fabbisogno per gli investimenti organici di €6,1 mld. Il free cash flow organico di €4,6 mld ha finanziato la remunerazione degli Azionisti di €3,4 mld e unitamente agli incassi da dismissione di €1,7 mld ha consentito di contenere l’indebitamento finanziario netto a €12 mld, considerando l’acquisizione di Neptune. Il rapporto di leva di 0,22 è in linea con il secondo trimestre, posizionandosi nell’intervallo obiettivo di 0,15-0,25 del piano 2024-27.

E&P conferma l’obiettivo di produzione; revisione al rialzo del risultato GGP. Le società satelliti della transizione sono attese conseguire solidi risultati nonostante un debole mercato, mentre i risultati finanziari della gestione industriale evidenziano un miglioramento rispetto alla precedente previsione a scenario costante

• E&P: la produzione di idrocarburi annuale è prevista a circa 1,70 mln di boe/g alla nuova previsione di prezzo medio del Brent di 83 $/bbl.
• GGP: l’EBIT proforma adjusted atteso di fine anno è rivisto al rialzo a circa €1,1 mld.
• Enilive e Plenitude:
  – confermato l’EBITDA proforma adjusted di circa €1 mld per ciascun segmento, nonostante un mercato sfavorevole.
  – La capacità rinnovabile installata è prevista attestarsi a 4 GW a fine anno (+30% rispetto all’anno precedente).

Riconfermate le aspettative sui risultati consolidati di Gruppo, al netto degli effetti di scenario, e la previsione di investimenti

• Risultati consolidati allo scenario Eni^[2]: considerando un valore di Brent su base annua rivisto a 83 $/bbl e le altre variabili (dollaro USA più debole, flessione del SERM, ecc.), il management prevede un EBIT proforma adjusted di Gruppo per l’anno in corso e il CFFO adjusted ante variazione del capitale circolante pari rispettivamente a €14 mld e a €13,5 mld.
• Investimenti organici: attesi ad un valore inferiore di €9 mld. Gli investimenti al netto delle dismissioni sono confermati ad un valore inferiore ai €6 mld su base proforma.

Remunerazione degli Azionisti: previsto un incremento di €0,4 mld del piano di buyback 2024, dividendo interinale confermato a +6% vs 2023

• Prossimo dividendo trimestrale: a seguito dell’approvazione dell’ultima Assemblea degli Azionisti di un dividendo di €1 per azione per l’esercizio 2024, che rappresenta un aumento del 6% rispetto al 2023, la seconda rata trimestrale del 2024 di €0,25 per azione sarà pagata il 20 novembre 2024 con data di stacco cedola il 18 novembre 2024, come deliberato ieri dal Consiglio di Amministrazione.
• Considerando che il piano di dismissione sta procedendo meglio delle nostre aspettative iniziali, Eni conferma l’aumento del piano di buyback 2024, che ora è atteso pari a €2 mld, +25% rispetto alla guidance precedente di €1,6 mld e +80% rispetto al piano annuale originale. Questo incrementerà il ritorno totale di cassa agli azionisti a circa il 38% del CFFO^[3].

L’accelerazione del piano di dismissioni consentirà una più rapida riduzione del leverage

• Leverage dell’esercizio su base proforma, tenendo conto delle operazioni di portafoglio non ancora completate, atteso verso la parte inferiore di un intervallo 15%-20%.
• Il piano di dismissioni di Gruppo sta procedendo rapidamente e con eccellente visibilità sulla tempistica di realizzazione della maggior parte degli €8 mld di incassi netti previsti nel piano quadriennale.

Le prospettive e gli obiettivi sopra descritti sono dichiarazioni previsionali basate sulle informazioni ad oggi disponibili e sulle valutazioni del management e sono soggette ai potenziali rischi e incertezze dello scenario e ad altri fattori.