Eni: utili a misura di barile (Mi.Fi.)

Fonte: MF Dow Jones (Italiano)

Senza il super-euro, che nel primo trimestre si è apprezzato di quasi il 10% sul dollaro, i conti Eni di gennaio-marzo avrebbero beneficiato ancora di più della ripresa del petrolio. Il prezzo medio Brent di 60,5 dollari al barile, il 21% rispetto a un anno prima, aveva fatto impennare il consensus fino a stimare un utile netto in rialzo del 646% e 440 milioni. Invece i profitti si sono fermati, si fa per dire, a 270 milioni di euro (+ 358%) e il titolo Eni a Piazza Affari venerdì 30 aprile si è ritrovato a perdere oltre il 2%. Ma l’amministratore delegato Claudio Descalzi è convinto che, con una lettura a fondo dei numeri e la ripresa in atto, il mercato correggerà presto il tiro, come spiega in questa intervista concessa a MF-Milano Finanza. 

Domanda. I conti hanno diviso gli analisti, anche se prevalgono i buy con target price fino a 11,8 euro. Come si spiega reazioni così diverse? 

Risposta. I conti mostrano una ripresa solida: l’utile netto ha superato la nostra guidance interna e la generazione di cassa organica è stata di ben 2 miliardi di euro. Non possiamo includere marzo, perché i pagamenti saranno registrati su aprile, ma posso confermare che il cash flow è in crescita costante. L’ebit è in linea anno su anno a 1,3 miliardi di euro, pur con 86 mila barili prodotti in meno al giorno rispetto al primo trimestre 2020. Se poi si fa il raffronto con quello del quarto trimestre 2020, la crescita è del 171%, a parità di produzione (1,7 milioni di barili al giorno, ndr). Questa è la realtà. Il consensus viaggia su parametri che non possiamo controllare. Evidentemente si è guardato principalmente al rapporto Brent-utili, dando peso minore ad altre variabili, come l’effetto-cambio e le dinamiche di gas e raffinazione. La conference call con gli analisti è un’opportunità per fugare ogni eventuale dubbio sulla forza dei risultati del gruppo Eni. 

D. Come vede l’andamento del petrolio per l’anno in corso? 

R. Se facessi previsioni, darei una visibilità prematura al possibile riavvio del buyback, che, come annunciato al mercato, ripartirà da un Brent a 56 dollari al barile. Il discorso vale anche per il dividendo, avendo indicizzato la componente variabile a un valore crescente del Brent di riferimento dai 43 dollari al barile. A fine luglio, in occasione della semestrale, comunicheremo l’aggiornamento della previsione del Brent di riferimento per il 2021. Posso ricordare i nostri assunti per l’outlook: al prezzo corrente del Brent di 60 dollari al barile si prevede un cash flow operativo ante-working capital di oltre 9 miliardi, mentre la neutralità di cassa, per la copertura di spesa organica e floor dividend di 0,36 euro per azione, si raggiunge già con un Brent a 51 dollari. 

D. Con i conti è arrivato anche l’annuncio della strategia di valorizzazione della newco Eni Gas e Luce & Renewables. La strada sarà l’ipo? 

R. Grazie a un grande lavoro interno siamo passati in pochi mesi dal primo annuncio del progetto di fusione tra rinnovabili e retail al poter avviare un percorso strategico. Non c’è alcuna decisione già presa tra ipo e cessione o scambio di una quota di minoranza. Decideremo nel 2022 l’opzione che garantirà la maggiore valorizzazione della società, che favorirà lo sviluppo delle rinnovabili e l’offerta al retail, stimando al 2025 una base di 11 milioni di clienti. Il tutto a vantaggio del nostro percorso di decarbonizzazione al 2050. 

D. Com’è la situazione in Mozambico? Total ha dovuto sospendere un progetto da 20 miliardi. 

R. Fortunatamente le attività di Eni sono concentrate nell’offshore (l’area 4 del bacino di Rovuma, ndr), non abbiamo personale sulla terraferma e quindi non abbiamo avuto contraccolpi dall’offensiva jihadista in corso nel Paese. Confermiamo l’entrata in produzione nel 2022. Continuiamo a seguire la situazione perché ovviamente lo stop di Total potrebbe avere conseguenze se si protraesse. Ma credo che valga per il Mozambico quello che abbiamo visto in altri Paesi: sono situazioni gravi ma contingenti, che ci auguriamo possano risolversi al più presto. 

D. La strategia di espansione di Eni però è sempre più attenta alla geopolitica. Vi state via via spostando verso Paesi più stabili. 

R. Vero. Norvegia e Golfo, Emirati soprattutto, come si è visto negli ultimi mesi. Questo è un percorso che abbiamo avviato 5 anni fa e che ci vedrà crescere anche in America, penso al Golfo del Messico. In questo riposizionamento il peso dell’Africa tenderà a diminuire. 

D. Intanto è l’Egitto, con Zohr, ad aver registrato il record di produzione nel trimestre. 

R. Sì, Zohr ha raggiunto il massimo della capacità produttiva con 87 milioni di metri cubi di gas al giorno. Zohr è importante anche per Damietta, l’impianto di liquefazione che è stato riavviato di recente. L’approvvigionamento di gas egiziano consolida la nostra strategia di sviluppo integrato. 

fch 

 

(END) Dow Jones Newswires

May 03, 2021 02:46 ET (06:46 GMT)