Eni chiude in primi tre mesi dell'anno con un utile netto adjusted in calo dell'11%, a 1.412 milioni di euro a causa della flessione di circa il 10% del prezzo del petrolio Brent. Il gruppo conferma comunque la politica dei dividendi con un incremento del 5% del dividendo di competenza dell’esercizio 2025 a 1,05 euro per azione.
Il calo del prezzo del petrolio incide sull'utile Eni nei primi tre mesi, confermata politica dividendi
“I solidi risultati del primo trimestre - commenta l'amministratore delegato Claudio Descalzi - sono il frutto della costante esecuzione della nostra strategia, nonostante l’incerto contesto macroeconomico. Manteniamo la disciplina finanziaria e la determinazione nel fare leva sui nostri vantaggi competitivi basati sull’esplorazione, sulle tecnologie proprietarie e sugli innovativi modelli di business, per eseguire la trasformazione e generare valore per i nostri azionisti. Gli straordinari successi esplorativi aprono nuove opportunità di mercato e di ritorni. Con Petronas stiamo creando un nuovo satellite upstream paritetico, autofinanziato, con lo scopo di valorizzare l’ingente potenziale delle nostre scoperte al largo dell’Indonesia. Il modello di “esplorazione duale” è stato applicato negli accordi con Vitol, anticipando la monetizzazione dei rilevanti progetti Eni di Baleine e Congo FLNG con incassi attesi pari a 2,7 miliardi di dollari. La strategia di crescita e di creazione di valore basata sui satelliti relativi alla transizione prende slancio; Enilive e Plenitude hanno perfezionato ulteriori investimenti, mentre è in fase di definizione il nuovo satellite dedicato all’attività di cattura/stoccaggio della CO2. Nel primo trimestre Eni ha conseguito su base adjusted 3,7 miliardi di utile operativo proforma, 1,4 miliardi di utile netto e 3,4 miliardi di flusso di cassa operativo in grado di coprire gli investimenti lordi di 1,9 miliardi e la distribuzione di cassa agli azionisti. Questi risultati insieme agli incassi della gestione del portafoglio ci consentono di ridurre il rapporto di leva al livello storicamente minimo di 0,12. In prospettiva, siamo ben posizionati per attraversare l’attuale congiuntura: grazie a un portafoglio di attivi di elevata qualità, in grado di fornirci ampia flessibilità, e a strutture finanziarie collaudate che assicurano una disciplinata allocazione del capitale e una crescita autofinanziata, siamo in grado di ottimizzare i nostri piani di spesa e la gestione della cassa. Come risultato abbiamo individuato oltre 2 miliardi di azioni di razionalizzazione della spesa, equivalenti a circa 15 dollari/bbl di effetto prezzo, e siamo in grado di confermare la nostra politica di distribuzione per il 2025 nel contesto di una solida struttura finanziaria”.
Nei primi tre mesi dell'anno, la produzione di idrocarburi è stata di 1,65 milioni di boe/giorno, in riduzione del 5% rispetto al primo trimestre 2024. La cessione delle attività perfezionate nel 2024 in Nigeria, Alaska, Congo e il declino dei giacimenti maturi sono stati sostanzialmente compensati dalla progressiva entrata a regime dei progetti organici in Costa d’Avorio, Congo, Messico ed Italia. La produzione di petrolio è stata di 786 mila barili/giorno nel primo trimestre 2025, in riduzione dell’1% rispetto al primo trimestre 2024. La crescita organica in Costa d’Avorio a seguito dell’avvio della Fase 2 del progetto Baleine e in Messico è stata compensata dalla cessione delle attività e dal declino di giacimenti maturi. La produzione di gas naturale è stata di 128 milioni di metri cubi/giorno, in riduzione del 9% rispetto al primo trimestre 2024. La cessione delle attività e il declino dei giacimenti maturi sono stati in parte compensati dalla crescita organica in Congo (Marine XII), Italia (regimazione di Argo/Cassiopea) nonché in Mozambico (regimazione di Coral South).
Come annunciato da Descalzi, in risposta ai rischi macroeconomici e alle incertezze sui dazi commerciali, la società ha deciso di ottimizzare i piani di spesa per il 2025, facendo ricorso alle leve di portafoglio. Le azioni di mitigazione relative agli investimenti, portafoglio, costi e altre iniziative di cassa sono previste compensare oltre 2 miliardi di effetti negativi dello scenario.
Per quanto riguarda le previsioni sul proseguimento dell'esercizio, assumendo lo scenario aggiornato di 65 dollari/bbl per il prezzo del Brent, 40 euro/MWh per il prezzo spot del gas al TTF, 3,5 dollari/bbl per il margine di raffinazione Eni Serm e un tasso di cambio dell'euro sul dollaro pari a 1,1, il Cffo (Flusso di cassa operativo) adjusted di gruppo è ora atteso a 11 miliardi, un risultato migliore di quanto implicherebbe la variazione dei parametri di scenario (nel primo trimestre il Cffo è stato di 3,4 miliardi). La produzione di idrocarburi attesa ancora a 1,7 milioni boe/giorno allo scenario Brent di 65 dollari/bbl.