Eni: risultati del terzo trimestre e dei nove mesi 2024

• La resilienza dei risultati finanziari, nonostante un più debole contesto operativo, riflette la solidità del modello di business della Società
• Sono stati compiuti significativi progressi nella realizzazione della strategia di crescita in tutti i business
• L’approccio satellitare è in continuo sviluppo, come dimostra l’investimento da €2,9 mld di KKR in Enilive e la creazione di un nuovo satellite E&P grazie alla combinazione con Ithaca Energy nel Regno Unito
• La manovra di portafoglio progredisce più rapidamente e con migliore valorizzazione delle attività rispetto ai piani
• Eni assicura ritorni competitivi agli azionisti con l’incremento del piano di riacquisto delle azioni a €2 mld

San Donato Milanese, 25 ottobre 2024 - Il Consiglio di Amministrazione di Eni, riunitosi ieri sotto la presidenza di Giuseppe Zafarana, ha approvato i risultati consolidati del terzo trimestre e dei nove mesi 2024.

Claudio Descalzi, AD di Eni, ha commentato:

“Nel Q3 abbiamo ancora una volta dimostrato la solidità del nostro modello di business grazie a un portafoglio di attività caratterizzate da crescenti vantaggi competitivi, alla rigorosa disciplina adottata nei costi e negli investimenti, e ai continui progressi nell’esecuzione della nostra strategia di crescita e di creazione di valore, conseguendo risultati migliori delle aspettative. Le performance di cassa e di redditività sono state eccellenti in un contesto operativo meno favorevole. Il rapporto di leva è rimasto stabile al 22%, mentre abbiamo accelerato il ritmo di esecuzione dei riacquisti di azioni.

I progressi strategici attraverso il nostro portafoglio sono evidenti. Abbiamo aumentato la produzione upstream e nel contempo stiamo investendo nella successiva fase di crescita, per esempio conseguendo l’approvazione del piano di sviluppo dei nostri grandi progetti in Indonesia. La nostra strategia satellitare è in continuo sviluppo e, in tale ambito, siamo lieti di confermare l’investimento da €2,9 mld da parte del fondo KKR in Enilive, che fa seguito alla transazione analoga che ha riguardato Plenitude nella prima parte dell’anno e dimostra la nostra capacità di attrarre investimenti, confermando il valore che stiamo esprimendo. Nel Regno Unito, abbiamo creato una nuova società satellite in ambito E&P grazie alla combinazione con Ithaca Energy, un ulteriore passo a sostegno della crescita.

Continua inoltre il nostro impegno nella transizione energetica. Nel trimestre abbiamo portato avanti i due progetti chiave di cattura/stoccaggio della CO₂ di Ravenna in Italia e HyNet nel Regno Unito, mentre Plenitude continua a sviluppare la propria capacità di generazione rinnovabile e siamo al lavoro per costruire tre nuove bioraffinerie in Italia, Corea del Sud e Malesia.

Oltre ai traguardi finanziari e progettuali, siamo focalizzati sul miglioramento qualitativo del nostro portafoglio, sull’esplicitazione del valore inespresso dei business e sul mantenimento di una robusta posizione finanziaria. Nell’upstream continuiamo il programma di disinvestimenti e siamo negli stadi finali di valutazione di diverse opzioni di monetizzazione dei nostri recenti successi esplorativi in applicazione del nostro “dual exploration model”. Siamo impegnati nell’offrire ai nostri azionisti remunerazioni competitive e, sulla base dei risultati conseguiti, dei progressi strategici realizzati e considerando la previsione di significativa riduzione del rapporto di leva, annunciamo un ulteriore incremento del piano 2024 di riacquisto a €2 mld”.

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 (v. disclaimer a pagina 19).

Il testo completo del Comunicato Stampa è disponibile nella versione pdf.