Eni. Reason for Report: Risultati

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1 Prezzo ( ) 16,05 Capitalizzazione ( mld) 65,43 KV 34 Max 1 anno ( ) 16,6 Min 1 anno ( ) 12,2 P/BV04 2,15 PE 04E 12,6 PE 05E 12,8 ROE 04E 17% Perf. YTD (inizio anno) 7,9% Fonte: elaborazioni TRADINGLAB su dati JCF Mar-03 Apr-03 Fonte: JCF May-03 Jun-03 Jul-03 Aug-03 Sep-03 Oct-03 Nov-03 Dec-03 Jan-04 Feb-04 Mar-04 Eni, risultati 2003 e obiettivi piano industriale Eni ha chiuso il 2003 con un fatturato di EUR51,487 mld (+7,4% sul 2002), un risultato operativo di EUR9,517 mld (+11,9%) e un utile netto di EUR5,585 mld (+21,6%); al l indebitamento finanziario netto della società ammontava a EUR13,543 mld (EUR11,141 mld nel 2002). Agli azionisti Eni proporrà un dividendo di EUR0,75 per il 2003, stabile rispetto al dato dello scorso anno; la società si è inoltre impegnata a rispettare questo livello di dividendo anche per i prossimi tre anni. Nella presentazione successiva ai dati di bilancio, Eni ha fornito il consueto aggiornamento sul piano industriale; i punti salienti, a nostro avviso, riguardano: il nuovo target produttivo di 1,9 milioni di barili di petrolio su base giornaliera (mb/g), che si traduce in una crescita composta su base annua nel periodo del 5% (6% nel piano , quando tuttavia il target produttivo era fissato a 1,8 mb/g). la spesa per investimenti, prevista in crescita di circa il 10% a EUR6,5 mld per anno nel periodo (EUR5,75 mld per anno nel periodo ); il differimento di un anno, dal 2006 al 2007, dell obiettivo di vendita di gas all estero, fissato a 44 mld di metri cubi (mld/mc). Infine Eni, come altri principali competitors, ha interrotto la pratica di fornire un target di redditività, misurato in termini di ROACE (13% nel 2006, l indicazione fornita lo scorso anno). Precedenti Obiettivi 2006 Nuovi Obiettivi 2007 Produzione di Idrocarburi >1,8 mln di barili al giorno >1,9 mln di barili al giorno Vendita di gas all'estero 44 mld di metri cubi 44 mld di metri cubi Produzione di Energia Elettrica ca 6GW ca 6GW Riduzione di Costi 3,4 mld 3,4 mld entro il 2006 Leva Finanziaria Net Debt/Equity 50% 40% ROACE 13% non indicato Le divisioni E&P La produzione di idrocarburi di Eni si è attestata nel 2003 a 1,562 mb/g, in crescita del 6,2%. La novità fornita nel corso della presentazione riguarda il nuovo obiettivo produttivo, fissato adesso a 1,9 mb/g, che implica una crescita nel periodo pari al 5%. Nel 2007 il maggior contributo alla produzione dovrebbe provenire dal continente africano con una percentuale superiore al 52% (28% Nord Africa e 24% Africa Occidentale); tuttavia rispetto ai livelli attuali è destinato progressivamente a crescere il peso dell area asiatica (9% Asia e Medio Oriente nel 2007), non solo alla luce del recente ritorno di Eni in Arabia Saudita, ma soprattutto in virtù dell avvio della produzione nell area del Kashagan. Un tema sul quale il management di Eni ha voluto porre un accento particolare è quello delle riserve; tale scelta si spiega in considerazione di quanto avvenuto a Royal Dutch Shell che ha di recente rivisto in maniera rilevante il valore delle riserve iscritto nei bilanci degli esercizi passati. In proposito Eni ha sottolineato che ogni anno circa il 25% delle riserve complessive è soggetta a revisione da parte di società indipendenti (Degoyler e Mc Naughton), in accordo con quanto previsto dalle disposizioni fissate in materia dalla SEC (autorità di controllo del mercato finanziario americano); per di più le politiche retributive d incentivazione del management della società non sono in alcun modo legate a obiettivi di crescita delle riserve. Nel grafico riportato a pagine 3 è stato proposto l andamento del tasso di sostituzi one delle riserve (rapporto su base annuale tra nuove riserve scoperte e produzione di idrocarburi) e l andamento della vita residua delle riserve stesse (rapporto tra riserve e il totale della produzione di idrocarburi) nel periodo

2 Importanti indicazioni sono state fornite anche in merito alla spesa per investimenti della divisione E&P, stimata in EUR16,6 mld di Euro tra il 2004 e il Tali risorse verranno utilizzate per circa l 85% nelle attività di sviluppo e estrazione, mentre la parte rimanente nell esplorazione. A livello geografico il 44% degli investimenti sarà assorbito dall Africa, come logico considerando il contributo alla produzione, mentre il 16% dall Asia Centrale, per avviare i lavori di sviluppo del giacimento del Kashagan. E notizia di questi giorni infine, che il governo kazaco si è espresso sulla sanzione da comminare a Eni e alle altre società impegnate nel progetto del Kashagan per il ritardo nell avvio dei lavori di estrazione. L importo complessivo della multa verso il consorzio di imprese (in cui Eni è presente con una quota del 20%) si aggira intorno ai EUR150 mln complessivi. R&M Le linee strategiche di sviluppo della divisione Refining&Marketing indicano, da un lato, un impegno in specifiche aree geografiche dell Europa e dall altro una maggiore integrazione logistica tra le attività di raffinazione e quelle di distribuzione. Più in dettaglio il piano prevede di ridurre la capacità di raffinazione domestica fino a 30 mln di tonnellate entro il 2007 (32 mln di tonn. nel 2002); allo stesso tempo è destinato a scendere anche il numero di stazioni di servizio in Italia (9.350 nel 2001, nel 2003 fino a nel 2007), senza tuttavia compromettere in maniera significativa la quota di mercato (36% circa nel 2003, 30% circa quella stimata per il 2007). Le aree continentali dalle quali si attende un contributo allo sviluppo, saranno le regioni meridionali della Germania (da 595 distributori nel 2003 a nel 2007) e della Francia (da 191 distributori nel 2003 a nel 2007) e quelle orientali della Spagna (da 297 distributori a nel 2007); complessivamente la rete europea dovrebbe crescere dagli attuali fino a punti vendita nel G&P Le priorità individuate dalla divisione Gas&Power riguardano a livello domestico uno sviluppo sia delle attività del gas che dell energia elettrica; per questo motivo Eni che ha già adeguato la propria presenza nel mercato regolamentato del gas ai limiti imposti dall Autorithy ha intenzione di cr escere nel cosiddetto mercato libero del gas e nella produzione di energia elettrica. Nel 2007 l offerta domestica di gas dovrebbe passare dagli attuali 67,87 mld/mc fino a 85 mld/mc. Eni ha confermato l intenzione di voler rafforzare la propria presenza all estero, soprattutto in quei mercati con elevate capacità di crescita; tuttavia l obiettivo di vendita di gas all estero, fissato a 44 mld/mc nel 2006, è stato posposto di un anno, alla luce di alcuni ritardi nello sviluppo delle attività in Turchia e delle ultime evoluzioni della vicenda Galp. In Portogallo Eni otterrà in cambio del 33,34% in Galp, una partecipazione del 49% nella costituenda GDP (Gaz de Portugal), società nella quale sono destinate a confluire le attività di distribuzione (ma non di trasmissione) del gas; questa operazione che nei piani dovrebbe chiudersi entro marzo consentirà a Eni di rafforzare la propria posizione all interno del mercato del gas nella penisola iberica. Nel corso della presentazione agli analisti, il management ha fornito anche indicazioni in merito agli investimenti per il periodo L importo complessivo della spesa dovrebbe aggirarsi intorno ai EUR4,4 mld, tuttavia proprio a partire dal il profilo degli investimenti beneficerà del deconsolidamento dei conti di Snam Rete Gas e del completamento dei lavori per la realizzazione degli impianti di generazione elettrica. Investimenti (EUR25,5 mld) Ripartizione fatturato % 9% 7% 10% 3% 20% 17% 65% 25% 35% E&P G&P R&M Altro E&P G&P R&M Petrolchimica Ingegneria e Costr. Altro

3 I punti salienti del piano strategico In occasione della presentazione agli analisti, il management di Eni ha fornito interessanti indicazioni sugli sviluppi del settore energetico e sul modo in cui influenzeranno le priorità strategiche della società. Tra i punti più interessanti, c è sicuramente l impegno di Eni a sostituire le riserve attualmente disponibili con nuove scoperte (il target del nuovo piano prevede per il un tasso di sostituzione delle riserve superiore al 100%); per questo motivo l attività di esplorazione e estrazione sarà indirizzata verso quelle aree geografiche, cosiddette alternative, dalle quali si attendono alte potenzialità di crescita. Destinata a rafforzarsi ulteriormente la presenza di Eni nel gas; nel mercato regolamentato, la società si è già allineata ai limiti imposti dall Autorità nazionale dell energia; di conseguenza, le prospettive di crescita rimangono legate soprattutto allo sviluppo del gas sui mercati esteri (l obiettivo è di raggiungere un offerta 44 mld di metri cubi di gas nel 2007) e dell energia elettrica in Italia (6GW la capacità installata nel 2007). Sono stati inoltre confermati gli obiettivi di ulteriore miglioramento dell efficienza di gestione (riduzione di costi di EUR3,4 mld nel periodo ). Le risorse finanziarie liberate nei prossimi anni saranno utilizzate per finanziare lo sviluppo (EUR25,5 mld gli investimenti previsti nel periodo ), proseguire nel piano di buy back azionario e pagare dividendi. Per il 2003 il consiglio d amministrazione ha intenzione di % di Sostituzione 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% Tasso di sostituzione riserve (acquisiz.) Tasso di sostituzione riserve (organico) Vita residua riserve proporre all assemblea dei soci la distribuzione di un dividendo pari a EUR0,75, la cui sostenibilità è stata garantita fino al La valutazione La valutazione di Eni è stata realizzata attraverso un modello di attualizzazione dei flussi di cassa che riflette alcune indicazioni fornite dalla società soprattutto in relazione all andamento della spesa per investimenti. Per il fatturato è previsto un tasso di crescita composto del 2% nel periodo ; il margine operativo lordo si è invece ipotizzato costante intorno al 25% dal momento che le elevate barriere all ingresso nel settore scongiurano pressioni competitive in grado di comprimere i margini nel medio termine. L orizzonte temporale della fase esplicita di valutazione è stato fissato al 2013, periodo oltre il quale l azienda viene valutata attualizzando in perpetuo un flusso di cassa che nel 2013 è pari a 5,516 mld, in crescita del 2%. Per la stima del costo medio del capitale (Wacc) è stato utilizzato un costo del debito pari al 4,0% e un costo dell equity pari al 6,1% (3,88% il risk free, 5,5% il premio al rischio, 0,4 il beta); inoltre in linea con quanto indicato dal piano industriale della società, il rapporto tra indebitamento netto e patrimonio netto è stato supposto decrescente dall attuale 48% (2003) al 40% (obiettivo fissato per il 2007). Il modello elaborato ci restituisce infine un prezzo obiettivo pari a EUR17,54 per azione. Di seguito viene inoltre riportata una tabella nella quale è proposto un confronto tra Eni e alcuni dei principali competitors sulla base di multipli e indicatori di mercato Vita residua in anni g EPS P/E04 P/E05 EV/EBIT04 EV/EBIT05 g EBIT Net Div Yield 04 Net Div Yield 05 Eni 2.37% % 4.68% 4.68% Total 3.36% % 3.38% 3.53% Royal Dutch Petroleum -2.56% % 4.71% 4.87% Repsol 1.99% % 2.67% 2.94% Exxon Mobil Corp 7.66% % 2.40% 2.52% Chevrontexaco 4.59% % 3.32% 3.42% BP 3.03% % 3.36% 3.50% Conoco Phillips 10.43% % 2.44% 2.44% Fonte: Elaborazione TradingLab su dati JCF

4 Rischi I rischi del settore sono sia tecnici che geopolitici; i primi dipendono dall incertezza che caratterizza l attività di esplorazione, estrazione e trasporto degli idrocarburi mentre i secondi emergono dalla necessità di operare in paesi del mondo dove la stabilità politica è assai precaria. La produzione di idrocarburi, concentrata in poche aree del pianeta, viene controllata da un numero ristretto di nazioni che aderiscono al cartello dell OPEC e condizionano in maniera profonda l andamento del mercato del petrolio. Anche le dinamiche valutarie hanno un impatto sui conti del gruppo; l apprezzamento dell euro sul dollaro americano produce un effetto negativo sui conti della società che realizza una buona parte dei suoi ricavi in dollari.

5 Eni vs Competitors Eni Royal Dutch Total Repsol BP Exxon Mobil Market Cap. In EUR/mld 65,430 79,819 97,174 20, , ,422 Prezzo in EUR Var. % 1 Anno 26.1% -0.4% 22.9% 26.3% 10.1% 0.4% Min 1 Year Max 1 Year Variazione dal minimo 33.8% 4.5% 29.1% 27.5% 19.1% 14.9% Variazione dal massimo -1.7% -9.1% -3.2% -2.0% 0.0% -3.7% EPS 03 in EUR EPS 04 in EUR P/E P/E Revisione 6 mesi EPS (%) % -10.0% 3.3% 10.5% -11.4% -5.4% Revisione 6 mesi EPS (%) % -3.9% 5.3% 10.4% 4.1% 13.7% Net Div Yield % 4.59% 3.14% 2.40% 3.03% 2.31% Net Debt 03 in EUR mln Debito Netto/Ebit Sales 02 in Eur/Mld 47, , ,540 36, , ,753 Sales 03 51, , ,652 37, , ,897 Sales 04 50, , ,215 37, , ,608 Sales 05 48, , ,218 36, , ,519 CAGR Fatturato 0.73% % -0.43% 0.15% -2.38% % Ebit 02 in Eur/Mld 8,502 14,221 10,144 3,323 11,741 17,453 Ebit 03 9,517 17,973 12,770 3,860 14,678 21,724 Ebit 04 8,866 16,467 11,003 3,654 14,513 19,707 Ebit 05 8,780 15,349 10,175 3,479 13,165 18,186 CAGR EBIT 1.08% 2.58% 0.10% 1.54% 3.89% 1.38% Fonte: Elaborazione TradingLab su dati JCF