Reason for Report: Presentazione Piano Industriale 11.02.03 Eni: gli

Eni
Reason for Report: Presentazione Piano Industriale
11.02.03
Eni: gli obiettvi 2003 -2006 in sintesi
13.51
Prezzo 16.12.02 (€)
53.360
Capitalizzazione (€ mln)
61
KV
Max 1 anno (€)
17,14
Min 1 anno (€ )
12,94
DividendYield03
5,6%
PE 03E
10,7
EPS 03E
1,25
ROE 02
16%
Perf. YTD (inizio anno)
-11%
Fonte: elaborazioni TRADINGLAB® su dati JCF
18.0
17.0
16.0
15.0
14.0
13.0
Jan-03
Dec-02
Oct-02
Nov-02
Sep-02
Jul-02
Aug-02
Jun-02
May-02
Apr-02
Mar-02
Feb-02
12.0
Nel piano presentato agli analisti, Eni ha stabilito i nuovi obiettivi
strategici fino al 2006; la società stima una produzione di
idrocarburi oltre il livello di 1,8 mln di barili al giorno nel 2006,
fissando al 6% il tasso medio annuo di crescita della produzione
nel periodo 2002-2006 (s’intendono inclusi nel computo anche le
razionalizzazioni e l’acquisizione di Fortum). Nel settore del gas
Eni intende proseguire il processo di espansione sul mercato
estero; nell’anno appena concluso la quota di gas destinato
all’esportazione ha raggiunto il livello di 20 mld di metri cubi, con
l'obiettivo di superare la soglia di 44 mld di metri cubi entro il
2006. Nell’attività di generazione di energia elettrica la società
prevede per il 2006 una capacità produttiva di 6 Giga Watt.
Nel Piano Strategico 2003 -2006 viene ribadita la volontà di Eni
di indirizzare le risorse allo sviluppo delle attività cosiddette core
dell’azienda, confermando inoltre gli sforzi tesi ad un costante
miglioramento dei livelli di efficienza. La posizione finanziaria
netta del gruppo nel 2002 non ha subito variazioni significative,
nonostante l’esborso di circa €13 mld per finanziare investimenti
tecnici e finanziari, pagamento di dividendi e acquisto di azioni
proprie; l’impatto finanziario delle recenti acquisizioni di Fortum
Petroleum AS, Union Fenosa Gas e l'offerta pubblica di acquisto
volontaria sulle azioni Italgas troverà manifestazione contabile
nel primo semestre del 2003.
Precedenti Obiettivi 2005
Produzione di Idrocarburi
Vendita di gas all'estero
Produzione di Energia Elettrica
Riduzione di Costi
Leva Finanziaria
ROACE
Nuovi Obiettivi 2006
>1,7 mln di barili al giorno
38 mln di metri cubi
5GW
€3 mld
50%
>1,8 mln di barili al giorno
44 mln di metri cubi
6GW
€3,4 mld
50%
13%
13%
Fonte: Elaborazione TradingLab ® su dati Eni
Le strategie del Gruppo
Eni ha ormai completato il processo di riorganizzazione delle attività produttive attorno a tre divisioni operative.
Tale scelta dovrebbe nei programmi scongiurare duplicazioni di attività, accelerare i processi decisionali, garantire
quella flessibilità indispensabile a sostenere la posizione competitiva del gruppo. Due divisioni si occupano delle
attività legate al mondo petrolifero, l’una all’upstream (Exploration&Production- E&P), esplorazione dei suoli e
estrazione, l’altra al downstream (Refining&Marketing- R&M), raffinazione e commercializzazione dei carburanti;
la nascita di questa divisione è stata completata definitivamente con l’incorporazione di Agip Petroli SpA,
avvenuta nel dicembre del 2002. Nella terza divisione confluiscono invece tutti i business legati al gas
(Gas&Power - G&P), in particolare la trasmissione e la distribuzione di gas naturale e il suo utilizzo per la
produzione di energia elettrica. Tutte le divisioni saranno assoggettate ad una rigorosa disciplina economicofinanziaria indispensabile a soddisfare i requisiti di redditività richiesti dall’azienda. Per la divisione E&P la società
procederà a un’ulteriore razionalizzazione delle attività detenute in portafoglio, concentrando gli sforzi nello
sviluppo di progetti di grandi dimensioni, in un numero più limitato di paesi. Nel mercato del gas e dell’energia
elettrica (G&P) invece verranno presidiati quei segmenti della filiera produttiva non legati a business
regolamentati; le recenti acquisizioni di Union Fenosa e GVS testimoniano la volontà di recitare un ruolo di rilievo
nel mercato del gas nel più ampio ambito continentale. Nella divisione R&M verrà ulteriormente ridotta la capacità
di raffinazione e completata la razionalizzazione della rete distributiva, privilegiando in Europa una localizzazione
favorevole (in prossimità dei siti di raffinazione) e dove il marchio Eni è maggiormente conosciuto.
La presente pubblicazione di TRADINGLAB BANCA S.p.A. è indirizzata ad un pubblico indistinto e viene fornita a titolo meramente informativo. Essa non costituisce attività di consulenza da
parte di TRADINGLAB® né, tantomeno, offerta o sollecitazione ad acquistare o vendere strumenti finanziari. Le informazioni ivi riportate sono di pubblico dominio e sono considerate
attendibili, ma TRADINGLAB® non è in grado di assicurarne l’esattezza. Tutte le informazioni riportate sono date in buona fede sulla base dei dati disponibili, ma sono suscettibili di
variazioni anche senza preavviso in qualsiasi momento dopo la pubblicazione. Si declina ogni responsabilità per qualsivoglia informazione esposta in questa pubblicazione. Si invita a fare
affidamento esclusivamente sulle proprie valutazioni delle condizioni di mercato nel decidere se effettuare un’operazione finanziaria e nel valutare se essa soddisfa le proprie esigenze. La
decisione di effettuare qualunque operazione finanziaria è a rischio esclusivo dei destinatari della presente informativa. TRADINGLAB® e le altre società del gruppo UniCredito Italiano
possono detenere ed intermediare titoli delle società menzionate, agire nella loro qualità di market maker rispetto a qualsiasi strumento finanziario indica to nel documento, agire in qualità di
consulenti o di lender di uno qualsiasi tra gli emittenti di tali strumenti e, più in generale, possono avere uno specifico interesse riguardo agli emittenti, agli strumenti finanziari o alle
operazioni oggetto della p ubblicazione od intrattenere rapporti di natura bancaria con gli emittenti stessi. Le informazioni di natura borsisitica sui titoli non implicano nel modo più assoluto un
giudizio sulla società oggetto della pubblicazione.
Eni
Reason for Report: Presentazione Piano Industriale
11.02.03
Le Divisioni del Gruppo
Exploration & Production
La razionalizzazione del portafoglio ha visto il progressivo abbandono di giacimenti n
i Italia (25% di Tempa
Rossa), Qatar (45% si Al Khalij), Inghilterra, dove gli investimenti saranno concentrati nei pozzi di EFG, Liverpool
Bay area, T Block, J Block.
L’integrazione con la neo acquisita Fortum, Petroleum dovrebbe fornire un contributo del 14% alla produzione e
del 17% alle riserve di Eni nell’area del Mare del Nord, mentre le sinergie operative liberate dall’operazione
ammontano nei conti della società a $10 mln per anno; già nel bilancio del 2003 l’apporto di Fortum a cash flow e
all’EPS (Earning per Share ) dovrebbe essere positivo.
Nel prossimo quadriennio gli investimenti verranno concentrati su un numero ristretto di paesi, per garantire una
scala produttiva sufficiente a soddisfare soddisfacenti livelli di redditività. L’89% degli investimenti sarà realizzato
in 9 paesi; le aree considerate di interesse prioritario, oltre al Mar del Nord sono l’Africa Occidentale, con i
giacimenti di Nigeria e Angola, l’Africa del Nord, con quelli di Algeria, Libia, Egitto e l’area del Caspio con quelli di
Kazakistan e Kashagan.
Il piano di contenimento di costi della divisione è fissato in €870 mln nel periodo 1999-2006.
Produzione per aree geografiche 2002 1,471 mln di barili/giorno
Resto del mondo
Mare del Nord
Africa Occidentale
Nord Africa
Produzione per aree geografiche 2006 >1,8 mln barili/giorno
Italia
Resto del mondo
Mare del Nord
Africa Occidentale
Nord Africa
Italia
Fonte: Elaborazione TradingLab® su dati Eni
Gas & Power
L’obiettivo più ambizioso fissato dalla divisione G&P è senz’altro quello legato ai volumi di vendita di gas
destinato fuori dei confini domestici; con 44 mld di metri cubi all’estero nel 2006 (20 mld nel 2002), Eni si aspetta
di realizzare una parte significativa del fatturato oltre i confini nazionali, in particolare in Germania e in Spagna
attraverso le neo acquisite GVS e Union Fenosa ed inoltre in Turchia e Ungheria.
La capacità produttiva di energia elettrica stimata nel 2006 è pari a 6 GigaWatt; quattro, delle sette nuove centrali
previste, sono in fase di costruzione, mentre per le rimanenti tre, Eni è ancora in attesa di approvazione. L’attività
di produzione di energia elettrica pur non rivestendo un ruolo di tipo prioritario rappresenta un ottimo veicolo di
utilizzo per quella parte di gas che non trova collocazione sul mercato domestico a causa dei vincoli alle quote di
produzione imposti dall’Autorità Garante per la Concorrenza.
Refining & Marketing
La capacità di raffinazione verrà ulteriormente ridotta e il mix produttivo diretto verso contratti di tipo CIF (Cost,
Insurance and Freight) piuttosto che di tipo FOB (Free On Board) considerati meno redditizi. Il numero di stazioni
di servizio diminuirà in Italia per migliorarne l’efficienza. La re te estera invece verrà sviluppata , p rivilegiando quei
paesi con maggiori vantaggi di integrazione logistica (vicinanza con attività di fornitura Italia), tra cui Francia,
Spagna e Germania.
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Eni
Reason for Report: Presentazione Piano Industriale
11.02.03
Dati Finanziari
Eni ha confermato per il prossimo quadriennio, un
Investimenti 2003-2006
livello di redditività sul capitale medio investito
(ROACE) del 13%, assumendo che il prezzo del
petrolio si mantenga su un valore medio di $16
dollari al barile e che la leva finaziaria (misurata
come rapporto indebitamento netto e patrimonio
netto) si mantenga nel limite del 50%. Le spese
per investimenti sono stimate nel 2003-2006 a
€23 mld; la maggior parte degli investimenti verrà
assorbita dalle divisioni E&P e G&P. Il piano di
riduzione di costi, il cui nuovo obbiettivo è stato
E&P G&P R&M Altro
elevato a €3,4 mld entro il 2006 verrà realizzato
attraverso il recupero di efficenze interne, ad
eccezione del settore chimico, dove €400 mln dei
Fonte: Elaborazione TradingLab® su dati Eni
€700 mln previsti derivano dalla dismissione di
Polimeri Europa. Eni ha confermato la sostenibilità
del dividendo 2001 a €0,75 nel rispetto del piano di investimenti, assumendo una soglia tra debito netto e
patrimonio netto pari al 50%. Nel corso della prossima assemblea generale degli azionisti, sarà probabilmente
rinnovato il mandato per il riacquisto di azioni proprie, la cui soglia verrà innalzata sopra l’attuale limite di €5,4
mld.
La valutazione
Il multiplo preso in considerazione per la valutazione del titolo è il
P/FCF'03
ROE '03
P/FCF’03 (Capitalizzazione su Flusso di Cassa atteso per il 2003). Exxon Mobil
10.4
16.4%
L’analisi condotta sul multiplo, mostra per Eni un valore inferiore BP
7.6
13.7%
rispetto ai principali competitors, i quali d’altro canto presentano
Royal Dutch
6.7
16.8%
dei migliori indicatori di redditività, misurati dal ROE atteso per il
Total Fina Elf
6.5
17.9%
2003. Assumendo infine che Eni rispetti l’obiettivo di ROACE
Eni
5.1
15.7%
fissato al 13%, allineandosi quindi al valore delle altre società, la
Repsol
3.8
9.3%
valutazione della società energetica italiana dovrebbe presentare
uno sconto rispetto alle altre. Applicando al Flusso di Cassa per il
Fonte: Elaborazione TradingLab® su dati JCF
2003 di Eni il multiplo medio P/FCF’03 (dal cui calcolo sono stati
esclusi i valori estremi) si ottiene un target price di €17.
La valutazione del titolo risente inoltre della presenza tra gli azionisti, del Ministero del Tesoro che detiene la
maggioranza relativa con una partecipazione del 30%. La presenza pubblica, rafforzata per giunta da una Golden
Share, dovrà però adeguarsi in tempi rapidi alle nuove disposizioni comunitarie in materia di partecipazioni statali.
Gli analisti Warburg hanno sul titolo un giudizio di buy, mentre Lehman, CSFB, Morgan Stanley e Salomon un
outperform.
Rischi
I rischi del settore sono sia di carattere tecnico che geopolitico; 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 d ove 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.
Le recenti tensioni internazionali legate all’evolversi della questione irachena condizionano in maniera profonda
l’andamento del mercato del petrolio, contraddistinto negli ultimi mesi da un’elevata volatilità. 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. In particolare l’analisi
di sensibilità mostra per ogni variazione positiva di €0,05 nel rapporto euro/dollaro una variazione negativa di
circa €300 mln a livello di reddito operativo e di €150 mln a livello di utile netto. Eni stima per il 2003-2006 un
tasso di cambio medio in linea con la parità.
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