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Eni, analisi fondamentale e di bilancio (terza trimestrale 2009)

La terza trimestrale 2009 e le previsioni per il bilancio annuale del titolo Eni!

mercoledì, 16 dicembre, 2009 , ore 14:19 - 14 Commenti

Oggi come promesso andiamo ad analizzare il bilancio di Eni, facendo riferimento in particolare all’ultima trimestrale.  I bilanci passati di Eni, li avevamo visti proprio 1 anno fa in quest’analisi, che riportava i dati dal 2007 al 2003, anche se da quel momento il prezzo del petrolio è salito decisamente sulle montagne russe:



oil-per-analisi1


Come vedete, negli ultimi bilanci analizzati in quell’analisi il prezzo era salito dai 55 ai 149 dollari di massimo, mentre l’ultima trimestrale farà riferimento a prezzi del petrolio decisamente più bassi, ma che son comunque fortemente rimbalzati dai minimi di inizio 2009, questo inevitabilmente si rifletterà in un peggioramento del bilancio.



Andiamo comunque a vedere l’ulima trimestrale 2009 di Eni:



eni_ce_3trim2009


Il conto economico ci evidenzia una contrazione dei ricavi su 9 mesi di circa il 26% (da 83 miliardi a 65), con una variazione tra il terzo trimestre 2009 e il terzo trimestre 2008 ancora più decisa (-32%), ma un miglioramento tra il secondo trimestre 2009 e il terzo, a riflettere la ripresa dei prezzi dell’oil.



Peggiorano i margini relativi all’utile operativo (l’Ebit) e all’utile netto, questo dovuto a minori costi in misura assoluta, ma non relativa e a maggior oneri finanziari (dovuti ad una PFN in leggero peggioramento).



Il risultato su 9 mesi come vedete è un -49% sull’Ebit e un -59% dell’utile netto; con i rispettivi margini che scendono dal 22% al 16% (ebit margin) e il profit (o net) margin che cala dall’11.5% al 6.5%.



Ora passiamo a vedere lo stato patrimoniale (che nella trimestrale è fornito solo nella forma riclassificata):


sp_eni_3trim2009



Facendo riferimento solo agli ultimi tre mesi il capitale circolante a fronte dell’aumento simultaneo di rimanenze (magazzino) e crediti commerciali, ben maggiore del lieve aumento dei debiti commerciali e tributari, aumenta (e quindi brucia un po’ di cassa come vedremo dal rendiconto), mentre le immobilizzazioni si mantengono stabili rispetto all’ultimo trimestre. Il capitale investito netto ammonta a 69.5 miliardi, finanziato al 71% con i mezzi propri (49 miliardi di patrimonio netto) e solo con il restante 29% da indebitamento (in aumento però di 2 miliardi nell’ultimo anno); fatto che comunque sottolinea a livello di stato patrimoniale la buona sostenibilità dell’indebitamento. Diversa la situazione del circolante sui 9 mesi,  che risulta diminuito di 2.5 miliardi (e ciò contribuirà a sostenere onesti flussi di cassa, nonostante la forte flessione dei ricavi e utili effettivi).



Andiamo allora a vedere il documento più importante, il rendiconto finanziario di Eni dell’ultimo trimestre 2009 (che però non è dettagliatissimo come nella semestrale o nel bilancio annuale):



rf_eni_3trim2009



Facendo riferimento agli ultimi 9 mesi, l’utile di partenza e il cash flow operativo prima delle variazioni del CCN, come ci si poteva ben attendere,  son ben minori dell’anno precedente (-37%), ma una buona gestione del circolante come già annunciato fa sì che il cash flow operativo sia comunque di ben 9 miliardi.



Il free cash flow sui primi 9 mesi è leggermente negativo (calcolandolo come OCF – CapEx), proprio perchè le CapEx si mantengono comunque su livelli alti, se invece si tengono conto di tutti gli effettivi flussi di cassa relativi agli investimenti (quindi anche con cessioni/dismissioni non ricorrenti), notiamo che Eni riesce a mantere 625 milioni di FCF positivo.



Tenendo infine conto dei flussi di cassa per attività di finanziamento il flusso finale sui 9 mesi risulta negativo per 195 milioni, con un indebitamento finanziario netto in aumento di circa 2 miliardi di euro.



Nei flussi di casa a 3 mesi si sottolinea la peggior gestione del circolante e di fatto l’aumento dell’indebitamento è causato sostanzialmente dai peggiori flussi di cassa dell’ultimo trimestre (imparagonabili con il terzo trimestre 2008 per i prezzi dell’Oil!).



In sostanza com’era prevedibile dall’andamento dei prezzi dell’oil&gas il bilancio rispetto a quando l’avevamo lasciato (sui massimi a livello annuale) è decisamente peggiorato e il mercato non ha tardato ad adeguarsi, portandolo dai massimi vicino a 30 euro e sbattendolo fino ad 11.8 euro (vera occasione d’acquisto per un titolo del genere):



eni_graf_sett



Attualmente si trova intorno ai 17.3 euro. Diciamo che tirando due previsioni, molto approsimative, si potrebbe immaginare dei ricavi intorno agli 82 miliardi, un ebit sopra i 10 miliardi, un utile intorno ai 5 miliardi, un OCF intorno ai 14 miliardi e un FCF vicino al miliardo (vedremo però le variazioni del CCN), una previsione del genere porterebbe ad un P/E di 15.5, un P/OCF di 4.7, un P/FCF di 74, il tutto con un patrimonio netto intorno ai 52-53 miliardi porterebbe un Roe intorno al 10% e un Roi intorno al 14.5%.





In sostanza confermo la mia view positiva sul titolo, assolutamente uno dei migliori del nostro indice (e in generale del mercato italiano), tuttavia come avete viste delle previsioni del genere (mediamente conservative comunque), non indicano un evidente sottovalutazione del titolo, a fronte di margini e una redditività ridimensionata rispetto agli anni passati (per questo non vedo nel breve/medio un ”esplosione” del titolo verso l’alto); speriamo però che il titolo ci possa soprendere come spesso ha fatto nel passato.



Piccolo appunto, se vogliamo ragionare sul lunghissimo periodo, ho qualche riserva su Eni. Questo non per la bontà dei fondamentali del titolo, non per una view negativa sull’Oil&Gas (anzi…), ma principalmente per alcuni svantaggi competitivi che potrebbe avere nel futuro (lontano…) rispetto a titoli con grossi margini di crescita (sia per il fatto di avere il petrolio sotto i piedi del proprio governo), sia per la crescita dei paesi (non che il business di Eni sia localizzato solo in Italia eh…) del tipo PetroBras, PetroChina, PetroNas, Gazprom e Lukoil (devo dire però, che a parte PetroChina, l’instabilità politica dei paesi in questione non è certo seconda ai noti problemi italiani).



Queste ultime ovviamente sono considerazione molto personali e riferite ad un lasso di tempo, per il quale per quanto mi riguarda potremmo anche trovarci in condizioni di questo genere.


 
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Categorie : Eni, Interessante
 
Analisi Fondamentale

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14 Commenti

  • # 1

    grazie di cuore per il tuo lavoro Riccardo!in buona sostanza quale potrebbe essere un prezzo “equo”?entrare adesso secondo te e’ un mezzo affare o e’ meglio lasciar perdere?grazie mille Claudio

  • # 2

    a quale Pirla hai promesso questa analisi ?

    :roll:

  • # 3

    Ciao Claudio, premesso che la sfera di cristallo non ce l’ha nessuno, io proverei a prenderla un po’ più in basso, ora anche se ammetto di non essere un buon “value investor” guardando un qualsiasi grafico mi sento di entrare un po’ troppo in alto.

    Inoltre per quanto mi riguarda la mia view sui mercati sta cambiando e più che forti correzioni e forti rally, vedo un bel lateralone, motivo per cui comprar bassi è fondamentale.

    @ Enrico… il più pirlone di tutti!! :mrgreen:

  • # 4

    ok grazie mille Riccardo!

  • # 5

    Ciao Claudio, figurati! (comunque per “basso” intendo roba del tipo 15-15.5 euro!) ;-)

  • # 6

    Riassetto in casa Eni sotto i riflettori

    21/12/2009

    Snam Rete Gas resta sotto pressione a piazza Affari. L’azione cede il 2,71% scivolando a quota a 3,415 euro con scambi pari a 26,7 milioni di pezzi, superiori alla media di un’intera seduta dell’ultimo mese. Ad accendere i riflettori sulla società la notizia su una possibile discesa di Eni (+2,65% a 17,45 euro) al di sotto del 50% del capitale.

    A tal proposito il colosso oil ha confermato che “sono allo studio da tempo diversi progetti relativi a possibili razionalizzazioni del portafoglio degli asset regolati”, precisando però che “a oggi, nessuno di questi progetti ha raggiunto uno stadio di avanzamento tale da consentirne una sufficiente e completa valutazione o ancor meno una delibera da parte degli organi sociali competenti”.

    Si tratterebbe del completamento dell’operazione di ristrutturazione della divisione G&P cominciato a inizio anno con la cessione di Italgas e Stogit a Snam Rete Gas. Stando alle ultime indiscrezioni, Eni starebbe valutando la possibilità di diluirsi in SRG dall’attuale 50% al 27% attraverso la distribuzione di un dividendo in azioni Snam Rete Gas.

    Per scendere al 27%, Eni dovrebbe distribuire circa 900 milioni di titoli SRG (circa 1 SRG ogni 4 azioni Eni per un valore di circa 0,86 euro per azione Eni). Potrebbe essere un processo da realizzare in più anni, in modo da aggiungere al dividendo cash (stima 1 euro) una componente in natura interessante.

    Inoltre, l’operazione può avorire l’accordo con Unione Europea, per evitare sanzioni dall’indagine relativa all’abuso di posizione dominante nel mercato europeo del gas, e far emergere valore per l’azionista, anche se già alcuni analisti includono il valore di Snam tra gli asset e quindi senza un impatto formale sul target price.

    In quarto luogo, nel medio termine si potrebbe deconsolidare il debito Snam (circa il 50% del debito consolidato). Per SRG potrebbe naturalmente crearsi pressione sul titolo in quanto le azioni potrebbero essere vendute direttamente sul mercato. Ai prezzi attuali l’operazione si baserebbe su un rapporto azioni SRG/Eni pari a circa 0,195, per un valore unitario pari appunto a circa 80 centesimi di euro.

    Al fine di evitare la multa Ue gli analisti di Intermonte credono che il deal debba prevedere anche la cessione di asset di trasporto internazionale da Eni a Snam Rete Gas prima della diluizione. Nel caso di deconsolidamento di Snam l’indebitamento di Eni potrebbe calare di una cifra compresa tra i 10-12 miliardi di euro, aumentando significativamente la flessibilità finanziaria del gruppo.

    Nonostante la mezza smentita di Eni, gli esperti credono ci siano buone probabilità che l’operazione possa essere completata nei prossimi mesi, rappresentando un forte trigger per il re-rating del titolo. “Crediamo che il titolo Eni ai prezzi correnti rappresenti un’ottima opportunità di investimento”, sostengono gli analisti di Intermonte che mantengono outperform e un target a 21 euro sull’azione.

  • # 7

    Dovrei approfondire un po’, però non sembrerebbe assolutamente una brutta operazione per Eni, soprattutto per gli shareholders a prezzi più bassi, che soprattutto in termini di dividendo dovrebbero avere dei bei “bonus”.

  • # 8

    Auguri di Buone Feste

    :roll:

  • # 9

    Auguri a tutti, soprattutto al nostro mitico blogger !

    Ciao e buone feste…

    Marco da Brescia-Milano

  • # 10

    Buone feste Riccardo!

  • # 11

    Ciao Marco e Ciao Giorgio, ricambio gli auguri… buone feste!! ;-)

  • # 12

    Mi ero scordato di Enrico…tanti auguri anche a te! :-PP

  • # 13

    Valutazione

    Ci consenta di dimostrarle fino a che punto l’Eni è sottovalutata
    dal mercato, in termini sia relativi (facendo il confronto con gli altri
    operatori del settore) che assoluti. La informiamo d’aver motivo
    di ritenere che molti dei Vostri maggiori azionisti internazionali
    condividano le nostre stime. Ed apparentemente anche il governo

    1) In termini di EV/DACF3, (il rapporto più frequentemente utilizzato
    dagli analisti finanziari del settore petrolifero per la valutazione delle
    aziende), constatiamo che l’azione Eni è trattata in borsa con un
    notevole sconto rispetto alle società consorelle. In base alle stime
    per il 2009, il valore in borsa dell’Eni è 5,9 volte il cash flow (flusso
    di cassa) contro una media dei suoi concorrenti pari a 7,5 volte.
    Si noti che il 5,9 dell’Eni è il valore minimo della gamma (che arriva
    a 9,5 volte). In base alle stime per il 2010 l’Eni è trattata in borsa
    a 5,3 volte il cash flow, contro il 6,1 che è la media del comparto
    (gamma da 4,6 a 8,6 volte)4.

    2) Se invece utilizziamo il P/E, scopriamo che l’azione Eni subisce
    ugualmente uno sconto. In base alle stime per il 2009 l’azione Eni
    tratta a 10,9 volte, contro le 13,8 volte del settore (gamma da 10,9
    a 17,6). E per il 2010 l’Eni tratta a 8,3 volte, contro le 9,9 del settore
    (gamma da 8,3 a 12,9 volte), trovandosi ancora una volta in
    coda alla classifica. Questo è tanto più sorprendente in quanto
    l’Eni è l’unica delle maggiori società petrolifere a possedere
    un’importante utility.

    E le utilities (in particolare quelle specializzate nelle infrastrutture)
    trattano generalmente a multipli di gran lunga superiori a quelli
    delle società petrolifere. Per esempio, in termini di EV/ DACF, la
    Snam Rete Gas tratta a 12,1 volte (dopo i necessari aggiustamenti
    per l’acquisizione di Stogit e Italgas). Ricordiamo che in base allo
    stesso criterio l’Eni tratta a 5,9 volte (vedi sopra).

    Non crede, gentile Dottor Scaroni, che, se il mercato accettasse
    la tesi dell’esistenza di notevoli sinergie derivanti dalla “struttura
    singola” del Gruppo, sarebbe logico attendersi che l’Eni
    fosse trattata con un premio – rispetto tanto al settore del petrolio
    quanto a quello delle utilities – invece di subire uno sconto rispetto
    ad entrambi?

    Riassumiamo per comodità nella seguente tavola la valutazione
    dell’Eni da noi pubblicata il 30 settembre u.s., della quale Le
    inviammo a suo tempo copia in anteprima (V. Appendice A):

    Valuation (€ million) Valuation per Share (€)

    Low High Low High
    Snam Rete Gas 20,467 21,604 5.65 5.96
    International Transport 4,978 5,255 1.37 1.45
    Supply and Marketing 8,070 9,684 2.23 2.67
    Distrigas 3,822 3,822 1.06 1.06
    Gas-related equity stakes 3,138 3,610 0.87 1.00
    (including UFG, GVS, AES
    Torino, stakes in TAG, TMPC,
    TENP, Transitgas)
    Gas & Power (s/total) 40,474 43,974 11.17 12.14
    Exploration & Production 64,610 75,379 17.84 20.81
    Refining & Marketing 3,538 4,082 0.98 1.13
    Petrochemicals 786 943 0.22 0.26
    Oil Services & Engineering
    (including Saipem) 9,664 11,151 2.67 3.08
    Oil-related equity stakes
    (including Galp, Nigeria LNG) 10,616 10,799 2.93 2.98
    Other Activities (1,300) (1,517) (0.36) (0.42)
    Corporate & Financial (464) (541) (0.13) (0.15)
    Less:
    Net financial debt (18,144) (18,144) (5.01) (5.01)
    Snam Rete Gas minorities (5,126) (5,665) (1.41) (1.56)
    Saipem minorities (3,912) (4,753) (1.08) (1.31)
    Equity Value 100,743 115,708 27.81 31.94

    Lei suppone che la maggioranza degli analisti utilizzino, per
    valutare l’Eni, una metodologia basata sulla “somma delle parti”.
    Seguendo tale Suo ragionamento abbiamo attentamente preso
    in esame un buon numero di tali valutazioni, riscontrando come
    le due aree ove noi arriviamo a cifre più alte delle loro siano:

    (a) la divisione Gas and Power, e (b) il valore delle partecipazioni
    non consolidate, sorprendentemente ignorate da molti analisti
    (V. Appendice B).
    Riguardo alla divisione Gas and Power – apparentemente presa in
    esame da molti analisti dell’industria petrolifera quasi a seguito di un
    “ripensamento” – si nota che la qualità dell’analisi è spesso molto
    scadente. Ciò viene graficamente evidenziato nell’Appendice C,
    ove si vede il modo in cui i diversi brokers valutano la società Snam
    Rete Gas (che è quotata in Borsa). Gli analisti del settore utility la
    valutano, in una forchetta, tra 19 e 21 miliardi di Euro (cifre in linea
    sia con il valore di mercato che con la RAB, ovvero col valore di
    libro stabilito dall’Authority), mentre gli analisti del settore dell’oil and
    gas la valutano tra 10 e 16 miliardi di Euro, considerandola come se
    fosse una società petrolifera!

    Alcuni analisti sostengono che tutte le società petrolifere trattano
    con uno sconto quando vengono valutate con il metodo della
    “somma delle parti”, e che pertanto un conglomerate discount
    debba essere applicato anche all’Eni. Abbiamo attentamente
    esaminato pure questo punto, rilevando come i conglomerate
    discounts attribuiti dagli analisti seguano criteri ampiamente
    discrezionali, come dimostra il fatto che partano da un minuscolo
    2% ed arrivino fin quasi ad un 40% (V. Appendice B). La
    constatazione che i loro obiettivi di prezzo dell’azione Eni si trovino
    invece strettamente raggruppati induce a sospettare che essi,
    invece d’utilizzare il metodo della “somma delle parti”, facciano in
    realtà ricorso ad altri sistemi di valutazione – quali ad esempio lo
    EV/DACF – e valutino quindi la utility dell’Eni applicando ad essa
    i multipli d’una società petrolifera.

    Rivolgiamo a questo punto la nostra attenzione alla
    divisione E&P. Francamente noi riteniamo assurdo
    che il mercato attribuisca a questo business dell’Eni
    un valore di sole 1,6 volte il cash flow 2008, quando
    invece valuta lo stesso business della società
    francese Total 5,6 a volte. Usando i dati stimati per il
    2009, i valori equivalenti risultano 2.2x per l’upstream
    dell’Eni e 7.0x per la Total.

    Calcolo effettuato deducendo dal valore borsistico dell’Eni e della
    Total tutto quello che non è E&P.

    2008 multiples Eni Total
    Enterprise EV/ Enterprise EV/
    Value DACF Value DACF
    Group 88,514 4.6x 108,001 6.5x
    less:
    Gas & Power 40,474 2,173
    Refining & Marketing 3,538 16,224
    Oil Services 9,664 –
    Petrochemicals 786 2,760
    Equity stakes 10,616 17,166
    Corporate (464) (1,876)
    E&P (implied) 23,900 1.6x 71,553 5.6x

    Ma l’Eni non è maltrattata dal mercato soltanto rispetto alla Total.
    Abbiamo applicato il medesimo calcolo a Shell, BP, BG, Exxon e
    Repsol, ricordando come i multipli attribuiti alle loro attività E&P
    oscillino in una gamma che va da 5 a 7 volte il cash flow 2008. In
    ciascun caso il mercato attribuisce alle loro attività E&P un valore da
    3 a 5 volte superiore a quello attribuito all’Eni. Ovvero possiamo dire,
    considerando il fenomeno da un altro punto di vista, che il mercato
    non attribuisce alcun valore all’attività downstream dell’Eni.

    Naturalmente ci si può domandare se sia ragionevole confrontare
    le attività upstream dell’Eni con quelle delle altre società del
    settore. La risposta è affermativa. Il portafoglio upstream dell’Eni
    è molto simile, e in taluni casi identico, a quello delle altre società.
    L’Appendice D mostra che il 90% delle riserve 2P (“Provate e
    Probabili”) dell’Eni sono ubicate negli stessi 14 paesi che ospitano
    il 70% delle riserve 2P della Total. Le principali aree ove non esiste
    sovrapposizione sono: le oil sands del Canada e gli Emirati Arabi
    (dove Total è presente), e l’Egitto (dove l’Eni è presente). Il che
    conferma la somiglianza dei rischi geopolitici assunti dalle suddette
    società. Inoltre l’Appendice D mostra pure che il 25-30% delle riserve
    2P di ciascuna società è ubicato nei medesimi giacimenti. Va pure
    detto che, se nel quadro venisse introdotta anche la BG,
    la sovrapposizione includerebbe alcune altre aree geografiche

    o giacimenti. Si veda ad esempio la posizione della BG in Egitto
    e Karachaganak (dove l’Eni è presente).
    Quale è il reale valore dell’attività upstream dell’Eni? Noi lo
    valutiamo tra 65 e 75 miliardi di Euro, cioè da 6 a 7 volte il cash flow
    2009. Come si vede nell’Appendice B queste cifre sono vicine alle
    valutazioni attribuite dalla maggioranza degli analisti all’attività
    upstream dell’Eni seguendo la metodologia della “somma
    delle parti”.

    Vorremmo adesso commentare brevemente l’utilizzo della
    metodologia del cash flow scontato (DCF) nella valutazione delle
    attività upstream, metodologia alla quale Lei fa riferimento nella
    Sua lettera. Secondo la nostra opinione i mercati finanziari si
    trovano ad operare su un terreno franoso quando devono valutare
    le attività upstream su tale base, principalmente perché la scarsità
    d’informazioni disponibili non permette di effettuare un’analisi
    attendibile, “giacimento per giacimento”, applicando dei tassi di
    sconto che riflettano correttamente i rischi. Ciò malgrado, al fine
    della completezza, abbiamo verificato la nostra valutazione
    dell’upstream dell’Eni, confrontato con una valutazione“giacimento
    per giacimento” tratta da Wood MacKenzie, usando un prezzo
    del petrolio di $ 65-70. Questa verifica ci ha dato un valore simile
    a quello da noi attribuito alle attività upstream dell’Eni, arrivando
    di conseguenza ad una valutazione dell’azione Eni pari
    a 31 Euro, molto vicina alla nostra.

    In fine, prima di chiudere il confronto tra l’Eni e la Total,
    desideriamo aggiungere una cosa.

    Sappiamo che da parte di qualcuno è stato attribuito
    lo sconto esistente sul valore dell’Eni al fatto che
    lo Stato italiano detiene il 30% delle azioni. Questo
    ragionamento piuttosto ingenuo trascura il fatto che
    tutte le società considerate “campioni nazionali”
    sono controllate, direttamente o indirettamente,
    dai rispettivi governi.

    Siamo certi, ad esempio, che il governo francese, pur non essendo
    azionista della Total, interverrebbe pesantemente se vi fosse
    un tentativo di offerta pubblica d’acquisto, o un progetto di
    ristrutturazione di quella società; così come fece nel caso della
    Suez, per la quale architettò, appena Enel espresse un interesse
    d’acquisto, la fusione con la controllata Gaz de France.

    Sinergie e interesse pubblico

    L’attività downstream dell’Eni consiste in: (I) trasporto ad alta
    pressione, distribuzione e stoccaggio del metano (tutte attività
    d’infrastrutture), (II) il marketing e la fornitura del metano in Italia
    ed in Belgio (Distrigas), e (III) un numero di partecipazioni non
    consolidate, come Union Fenosa Gas e gli interessi nei gasdotti
    internazionali. Noi siamo pronti ad accettare il principio che
    possa esistere qualche sinergia tra queste varie attività e il settore
    dell’E&P dell’Eni. Al tempo stesso però, il fatto che l’azione Eni
    subisca uno sconto da parte del mercato rispetto ai concorrenti
    sia nel settore delle società petrolifere che in quello delle
    utility, dimostra che il mercato non attribuisce alcun valore
    a queste sinergie.

    PAGE 2

    Translation of the letter sent to the Chief Executive of Eni S.p.A.

    by Knight Vinke Asset Management on 4th November, 2009

    Al contrario sembra altrettanto chiaro che il mercato identifica
    l’esistenza d’un costo attribuibile alla struttura conglomerata
    del Gruppo.

    Il mercato potrà attribuire un valore alle sinergie esistenti tra
    i diversi settori dell’Eni soltanto quando sarà in grado di valutarle.
    Solo così sarà possibile confrontarle con i vantaggi derivanti
    da una ristrutturazione. A tal fine sarebbe necessario fornirgli
    al più presto dettagliate informazioni, mettendolo finalmente
    in condizione di formarsi una propria autonoma opinione.

    (i) Sinergie tra le attività upstream dell’Eni e quelle del marketing
    del metano
    Per spiegare il mantenimento all’interno dell’Eni dell’attività di gas
    marketing, Lei sostiene che detta attività è fondamentalmente
    legata all’upstream in quanto fornisce un significativo vantaggio
    concorrenziale all’intero Gruppo. Quale esempio Lei cita la
    possibilità concessa all’Eni d’investire in Russia in alcuni progetti
    upstream della Gazprom. Questo farebbe parte, secondo quanto
    Lei dice, dell’insieme dei “benefici reciproci” impliciti negli accordi
    per la fornitura di gas a lungo termine stipulati tra l’Eni e la Gazprom.

    Sappiamo tutti che altre società petrolifere – come BP, Total e
    Shell, tanto per citare alcuni esempi – hanno ottenuto la possibilità
    d’investire in Russia nell’upstream pur non possedendo attività
    downstream paragonabili a quelle dell’Eni da offrire in cambio.
    Il che ci induce a dubitare seriamente sui vantaggi provenienti
    all’attività upstream dell’Eni dall’associazione con la Gazprom
    nel downstream.

    In ogni caso, quali azionisti, ci domandiamo se sia giusto che l’Eni
    si mostri tanto ansiosa d’investire ad ogni costo nell’upstream in
    Russia. Se uno desidera investire nell’upstream russo, il miglior modo
    per farlo è acquistare azioni della Gazprom, dato che questa
    società offre l’opportunità d’investire in quel settore ad un prezzo
    inferiore a 2 volte il cash flow. Sarebbe anche logico applicare agli
    investimenti nell’upstream russo detenuti da società straniere (come
    l’Eni, ad esempio) uno sconto rispetto alle 2 volte della Gazprom,
    in considerazione del rischio politico.

    Altrettanto difficile è capire quale beneficio possa venire
    all’attività di gas marketing dalla partnership dell’Eni con la
    Gazprom. I contratti di fornitura di metano a lungo termine in atto
    non sembrano aver dato all’Eni (o ai suoi clienti) molti vantaggi,
    tanto in termini di prezzo5 quanto di sicurezza dei rifornimenti6.
    Nessuno, all’infuori dell’Eni, può attribuire un valore alle supposte
    sinergie, poiché i termini dei contratti con Gazprom non sono mai
    stati resi pubblici. In ogni caso desideriamo far notare che il valore
    di queste sinergie non può essere significativo per l’insieme dell’Eni,
    dato che l’intera attività di gas marketing italiana vale meno del
    10% del Gruppo.

    (ii) Sinergie tra l’upstream dell’Eni e le attività di infrastruttura legate
    al metano
    Parlando delle sinergie esistenti tra l’E&P e le attività infrastrutturali
    (proprietà e gestione di metanodotti, ecc.), Lei cita, quale esempio,
    la posizione strategica dell’Eni in Algeria, Libia ed Egitto, fondata
    su un approccio di sviluppo integrato. Questo sembra logico.
    La possibilità d’offrire accesso al mercato europeo a questi paesi
    fornitori, mediante la costruzione d’un gasdotto, concesse quasi
    certamente all’Eni qualche vantaggio all’epoca in cui i contratti
    nord africani vennero avviati. Ma può un beneficio di tal tipo essere
    considerato “sostenibile”, ovvero tale da poter essere capitalizzato?
    Su tale punto ci sono tre osservazioni da fare:

    (1) Se si tiene conto delle regolamentazioni esistenti in Europa,
    ed applicabili a questo tipo di attività, ogni vantaggio dovrebbe
    prescindere dal possesso del gasdotto.
    (2) Il vantaggio, probabilmente limitato ai suddetti paesi, non è
    automaticamente ripetibile, né esistono garanzie sul suo futuro
    mantenimento.
    (3) In altri più distanti paesi il vero vantaggio dell’Eni risiede forse nel
    controllo della Saipem, piuttosto che in partecipazioni di minoranza
    nei gasdotti internazionali che portano metano in Italia.
    Notiamo inoltre che nella Sua lettera non si fa menzione di sinergie
    tra l’E&P e l’attività di trasporto, distribuzione e stoccaggio del
    metano in Italia, il che è comprensibile, essendo queste ultime
    attività operanti in un settore regolato.

    1 “Zubair is one of the most important oil fields in the world. It is one of the very few that is
    capable of producing more than 1m barrels a day. Because we are going to Iraq, it
    means that we will not be doing other things …” Paolo Scaroni citato dal Financial Times,
    13 ottobre 2009.

    2 “Comprate le azioni di Eni e Enel – ha detto – perché in questo momento sono
    sottovalutate e, visto che si tratta di aziende che continuano a fare utili, prima o poi
    dovranno ritornare al loro vero valore …” Presidente Silvio Berlusconi citato sulla stampa
    l’11 Ottobre 2008

    3 Enterprise Value / Debt-Adjusted Cash Flow

    4 Prezzi del 4 september 2009, e consenso delle stime. Le medie escludono l’Eni. Il
    comparto include Exxon, Shell, BP, Total, Chevron, Statoil and BG. Conoco è stata
    esclusa, in considerazione del suo caso particolare

    5 “Diciamo da sempre che paghiamo l’energia più dei nostri concorrenti e che questo è
    una delle cause della scarsa competitività della nostra economia e della bassa crescita
    del Pil italiano negli ultimi dieci anni. I dati dell’Ocse sono solo l’ultima conferma di una
    realtà ben nota alle nostre imprese e ai cittadini, che pagano bollette più salate di quelle
    francesi o tedesche …” Ministro Claudio Scajola, citazione dal quotidiano Libero del
    23 settembre 2009.

    6 “Italy was heavily impacted by the January 2009 gas crisis as there was no alternative
    for gas in Italy … Western European gas supply is highly diversified – and was plentiful
    in January 2009. The main issue is the lack of cross-border capacity and dependency
    on Russian gas. [Italian] security of supply will come from a wellfunctioning, competitive,
    integrated EU gas market …”. Dr Pierre Noël della Cambridge EPRG al convegno
    della Knight Vinke su: ‘Eni and the structure of the Italian Energy Market’, Milano,
    30 settembre 2009.

    7 “Eni’s financial policy is moderate rather than conservative … the group’s debt policy is
    moderate too, with gearing (defined as net financial debt to equity) below 40% (38% at
    end-2008); under our current oil price assumptions, maintaining leverage at the 40% level
    could result in rating pressure …” S&P, luglio 2009.

    È stato detto talvolta che il possesso di queste attività rappresenta
    un vantaggio per l’Eni, in quanto il loro costante cash flow può
    essere reinvestito nell’upstream. Tale modo di ragionare è
    finanziariamente assurdo, e può soltanto provocare distruzione di
    valore. Che senso ha prendere un cash flow valutato dal mercato
    12,1 volte (come nel caso della Snam Rete Gas) per reinvestirlo
    in un business che il mercato valuta a 2,2 volte (come spiegato
    in precedenza)?

    Ripetiamolo ancora una volta. Mentre non
    escludiamo l’esistenza di sinergie tra l’upstream ed il
    gas marketing, riteniamo impossibile che il mercato
    attribuisca loro un valore significativo in assenza di
    prove certe e quantificabili. Invece non crediamo
    all’esistenza d’alcuna sinergia, presente o futura, tra
    l’upstream e le attività infrastrutturali, sia in Italia che
    all’Estero. Per convincere il mercato dell’esistenza
    d’un vantaggio concorrenziale degno di menzione,
    l’Eni dovrebbe essere in grado di provare in maniera
    indiscutibile che la sua peculiare struttura le apporta
    qualche beneficio esclusivo, dotato di grande valore,
    che i suoi concorrenti upstream (privi o quasi privi di
    metanodotti e d’accesso al consumatore finale) non
    possono ottenere. E dovrebbe dimostrare che questo
    beneficio è duraturo. Il valore delle sinergie deve
    essere quantificato. L’onere della prova non può
    che competere all’Eni.

    Proposte di ristrutturazione avanzate dalla
    Knight Vinke, e possibili alternative

    Proposta A: Spin-off di OilCo o di GasCo (o di entrambi)

    La prima proposta da noi avanzata (vedi Appendice E) consiste
    nella separazione dell’Eni in due società specializzate, da realizzarsi
    mediante lo spin-off dell’una o dell’altra agli azionisti dell’Eni:
    una (“GasCo”) formata dalla grande e preziosa utility dell’Eni;
    l’altra (“OilCo”) raggruppante l’upstream e tutte le altre attività
    del Gruppo. La GasCo consiste nella divisione Gas and Power
    dell’Eni – così come attualmente configurata, compreso il suo
    51% della Snam Rete Gas (SRG). A ciò sarà aggiunto il cash flow
    proveniente da alcuni giacimenti più maturi. Quest’ultimo sarà
    trasferito dalla OilCo alla GasCo mediante una serie di swap
    (il che significa che la proprietà di questi giacimenti continua a
    restare nella OilCo). Il valore dei suddetti giacimenti oggetto del
    trasferimento è stimabile in circa 15 miliardi di Euro, e rappresenta
    il 10-15% del totale delle riserve 2P dell’Eni. Poiché la metà dei 18
    miliardi di Euro di debito consolidato dell’Eni si trova già all’interno
    della SRG, la OilCo risulterebbe, dopo il trasferimento dei suddetti
    giacimenti, completamente priva di debiti. Possiamo anzi dire che
    godrebbe d’un saldo positivo di cash.

    Vero è che alcune utilities, come GDF-Suez, E.ON o Centrica, hanno
    mostrato interesse ad acquisire riserve upstream. Ma l’hanno fatto
    unicamente per coprire i rischi di variazione del prezzo del greggio.
    L’interesse di queste utilities tende pertanto a concentrarsi sui
    giacimenti più maturi, con poca o nessuna crescita o addirittura
    in via d’esaurimento, i quali ormai non attirano più le società
    petrolifere. Il trasferimento dalla OilCo alla GasCo degli interessi
    economici detenuti dall’Eni in giacimenti a lenta crescita (o quasi
    esauriti) presenta due grandi vantaggi: fornisce alla GasCo la
    copertura del rischio di variazione del prezzo del greggio ricercata
    da tutte le utilities. E al tempo stesso fornisce alla OilCo un profilo
    produttivo non più appesantito dai giacimenti più maturi. Noi
    stimiamo che, senza questo peso, il tasso di crescita (acquisizioni
    escluse) della OilCo sarà approssimativamente dell’11% all’anno nei
    prossimi cinque anni – contro l’attuale 1-2% dell’Eni. Al tempo stesso
    riteniamo che – essendo diventata una delle società petrolifere
    a più rapida crescita e priva di debiti – la OilCo possa ottenere
    dal mercato una valutazione più elevata (in termini di multiplo)
    di quella attuale dell’Eni.

    Le utilities (e in particolare quelle “regolate” che si occupano
    d’infrastrutture) possono – a parità di credit rating – sostenere un
    livello di debito molto più alto di quello delle società petrolifere.
    Vero è che l’Eni ottiene qualche piccolo beneficio dal possesso
    di una utility all’interno della propria struttura (vedi Appendice F).
    Tuttavia le agenzie di rating hanno lasciato chiaramente capire
    che l’indebitamento dell’Eni ha raggiunto il limite massimo da loro
    consentito per conservare il rating AA attribuito al Gruppo, il che
    sembra aver condotto all’affrettata decisione d’un taglio del
    dividendo alla metà di quest’anno7. Indubbiamente l’Eni non è la
    sola società del settore costretta a fronteggiare restrizioni finanziarie
    di questo tipo. Pur tuttavia essa è l’unica a possedere, all’interno
    della sua attività utility, una potenziale fonte di finanziamento non
    sfruttata, la quale potrebbe – se venisse effettuato lo spin-off –
    essere utilizzata senza mettere a rischio il proprio credit rating.

    È stato detto da alcuni osservatori che l’Eni deve
    restare grande per poter continuare a negoziare
    da una posizione di forza con fornitori di gas come
    Gazprom e Sonatrach. Questo è indubbiamente
    vero. Ma la GasCo, così come l’abbiamo descritta,
    sarebbe una società molto grande, persino più
    grande della E.ON. Ciò che maggiormente interessa
    i fornitori di gas è l’accesso a un grande mercato
    come quello italiano. Da questo punto di vista
    l’attuale situazione non muterebbe affatto se venisse
    attuata la proposta ristrutturazione dell’Eni.

    Per quanto riguarda la OilCo, è giusto attribuire importanza alle
    sue dimensioni. Ma anche ragionando in questi termini, i vantaggi
    d’una ristrutturazione permangono evidenti.

    Una OilCo priva di debiti, ed anzi ricca di cash, libera
    dalle costrizioni finanziarie causate da una struttura
    inefficiente, diventerebbe presto più grande e più
    forte dell’Eni attuale. Senza dimenticare che un alto
    valore delle azioni fornirebbe lo strumento finanziario
    per acquisizioni o fusioni ben più coraggiose e
    interessanti di quelle oggi esaminabili dall’Eni.

    Ovviamente il Tesoro italiano, dopo il suggerito
    spin-off, conserverebbe l’attuale quota azionaria del
    30%, tanto nella OilCo come nella GasCo.

    Quale alternativa resterebbe l’opzione per l’Eni d’effettuare uno
    spin-off del 70% (invece del 100%) di entrambi OilCo e GasCo a
    tutti gli azionisti esistenti, tranne il Tesoro. In questo modo il Tesoro
    diventerebbe l’unico azionista dell’Eni. E l’Eni diventerebbe una
    holding di Stato, con una partecipazione del 30% in ognuna delle
    due società, entrambe quotate, aventi ciascuna un valore
    all’incirca pari a quello attuale dell’Eni.

    Quale riflessione finale, tornando all’argomento delle sinergie,
    riteniamo che un vero vantaggio potrebbe ottenersi dalla
    combinazione di OilCo con un’altra grande società petrolifera
    avente giacimenti contigui o condivisi. Ciò va molto al di là delle
    nostre proposte, ma si otterrebbe certamente un’enorme crescita
    di valore combinando gli interessi dell’Eni in Kazakhstan, Nigeria,
    Algeria, Egitto, Congo ecc. con quelli, per esempio, di BG, Shell, o
    Total. Naturalmente la creazione d’una oil major europea molto più
    grande implicherebbe l’accettazione da parte del Tesoro d’una
    diluizione dei suoi interessi nella OilCo. Ma, come abbiamo prima
    mostrato, citando l’esempio della Francia, il possesso del 30% delle
    azioni non è la sola maniera per mantenere il controllo.

    Alternativa B: Spin-off della Netco

    Come già evidenziato, anche se l’attività gas marketing dell’Eni in
    Italia è molto significativa, il suo valore resta piccolo nel contesto
    dell’Eni. Il suo valore equivale a circa € 2.50 per azione Eni, e
    diventerà proporzionalmente ancor più piccolo se la Commissione
    di Controllo della Concorrenza di Bruxelles (e l’Authority italiana)
    riusciranno ad imporre i cambiamenti strutturali atti ad accrescere
    il livello della concorrenza, che stanno cercando di far applicare.

    Riteniamo che una soluzione alternativa potrebbe
    consistere nell’acquisizione da parte di SRG di tutte
    le restanti partecipazioni non consolidate riguardanti
    attività infrastrutturali, in gran parte costituite dai
    gasdotti all’Estero, per una cifra approssimativa
    da 6 a 7 miliardi di Euro in contanti. In tal modo si
    creerebbe una società molto più grande (Netco)
    dedicata esclusivamente alle infrastrutture, sia in
    Italia che all’Estero. A questo punto l’Eni potrebbe fare
    lo spin-off della sua quota nella Netco offrendola ai
    suoi azionisti (incluso il Tesoro italiano),
    deconsolidando così i 9 miliardi di Euro di debito
    della SRG, e lasciando l’Eni con solo € 2-3 miliardi di
    debito (invece degli attuali €18 miliardi consolidati).

    Riteniamo che, come utility a bassissimo rischio operante in un
    settore regolato, Netco sarebbe in condizione di mantenere questo
    livello di debito e conservare allo stesso tempo un credit rating
    adeguato.

    Crediamo che questa proposta alternativa permetterebbe agli
    azionisti dell’Eni di recuperare buona parte dello sconto oggi
    applicato dal mercato alle azioni Eni, per una cifra complessiva da
    noi stimata intorno a 50 miliardi di Euro; risolvendo al tempo stesso,
    sia pur in minor misura, le costrizioni finanziarie che l’attuale struttura
    fa gravare sull’attività E&P. Questa soluzione consentirebbe anche
    all’Eni di conservare quelle sinergie derivanti dalla conservazione
    sotto uno stesso tetto del gas marketing e dell’E&P che essa vede
    (ma che noi non vediamo). Ciò malgrado riteniamo comunque
    che la prima proposta rimanga la più valida, in quanto essa
    toglierebbe il peso dei giacimenti maturi dalla divisione E&P dell’Eni
    trasferendoli alla Gasco. Inoltre bisogna considerare la pressione del
    mercato il quale, chiedendo all’Eni prestazioni produttive analoghe

    o superiori a quelle dei concorrenti, continua a spingerla verso
    ulteriori acquisizioni. Questo è un grosso problema, se si tiene conto
    dei vincoli finanziari. La prima proposta lo risolve. La seconda no.
    Profittiamo dell’occasione per riconfermare l’alta stima da noi
    nutrita nei confronti del management dell’Eni, e per inviarle i nostri
    più distinti saluti,

  • # 14

    Ciao Roberto, letto tutto di un fiato, grazie mille per la segnalazione. Report piuttosto interessante e molto tecnico! Dove l’hai trovato?

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