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ENI: RDOS. 1T’20 Y CAMBIO DE P.O. A BAJO REVISIÓN (ANÁLISIS BANCO SABADELL)

Rdos. 1T'20 vs 1T'19:
EBIT: 1.307 M euros (-44,5% vs -52,2% BS(e) y -53,3% consenso);
BDI: 59,0 M euros (-94,1% vs -82,9% BS(e) y -75,8% consenso).

Rdos. 1T’20 mejores en EBIT por Downstream (18% EBIT exCorporate), donde Refino&Química ha tenido una aportación positiva de 16 M euros de EBIT (vs -75 M euros BS(e)) con un impacto del Covid-19 menor del que esperábamos, mientras que en Gas&Power han estado muy por encima (+431 M euros de EBIT ajustado vs 300 M euros BS(e)) en un trimestre estacionalmente favorable. Por su parte en Upstream (82% EBIT) han estado en línea, pese a que la producción ha estado por debajo de lo que esperábamos (-3,6% vs -0,7% BS(e)) debido a menores volúmenes en Libia.
Respecto al outlook’20, destacamos que esperan implementar un recorte de Capex de -2.300 M euros (-30% vs BS(e)), por encima de los -2.000 M euros anunciados el 25/03, y ahorros de costes de costes de c. -600 M euros (vs 400 M euros antes).
Por otra parte, en su comunicado ENI reitera la cancelación del programa de recompra de acciones (ya conocido), pero no anuncian recorte del dividendo (DPA’19 0,86 euos/acc.; 11% yield, cuyo dividendo complementario de 0,43 euros/acc. se paga en mayo) a lo que no hacen mención. Reiteran eso sí, que la compañía mantiene una posición financiera sólida, y a 31/03 cuenta con 16.600 M euros de liquidez, compuesta de 11.900 M euros de activos líquidos y 4.700 M euros de facilidades no dispuestas. En un escenario de 45$/b para 2020 esperan generar c. 7.300 M euros de caja operativa, lo que teniendo en cuenta el pago del dividendo y el capex previsto, supondría según nuestros cálculos una generación de caja negativa en el año de c. -1.400 M euros (7% de la DFN). Dado que nosotros esperamos un precio del petróleo en media en 30$/b en 2020, esto implicaría -4.100 M euros en caja y asumible dada la posición de liquidez de la compañía mencionada (que hoy ha anunciado que puede ampliar en 4.000 M euros adicionales con la emisión de bonos) por lo que pensamos que mantendría el pago del dividendo complementario en mayo, a la espera de la evolución del precio del crudo.
El valor le pierde al ES50 un -9% desde máximos del índice de febrero antes del Covid-19, y cae en línea con el índice tras la publicación de estos Rdos, que han estado por encima de lo esperado. Situamos nuestro P.O. bajo revisión. Ajustaremos estimaciones de acuerdo a nuestro escenario de recuperación en “V” que en el caso de las petroleras es más negativo que para la media (2 trimestres de contracción profunda con una recuperación moderada en el tercer trimestre, fuerte en el cuarto y muy fuerte al año siguiente, con inercia que se extendería incluso al segundo año; estaría en línea con el del FMI, ligeramente más positivo) ya que esperamos un precio del crudo de 30$/b en 2020 (vs 45$/b previsto por ENI), 45$/b en 2021 (vs 55$/b de ENI) y 55$/b en 2022 y en recurrencia, lo que nos llevará a revisar a la baja el EBIT’20/24 c. -50% y situar el P.O. en niveles de 10,5 euros/acc. (-38% vs antes; +23% potencial). Considerando nuestro escenario de vuelta en “U” (es nuestro escenario negativo de recuperación más moderada, 2 trimestres de contracción profunda con un crecimiento modesto en el 3T y 4T y fuerte recuperación al año siguiente y el segundo año; recuperación en 18-24 meses; sería un escenario ligeramente más negativo que el del FMI), que asumen -6$/b de media vs escenario de “V·” en el periodo 2020/22, con una revisión adicional del –20% en EBIT y que dejaría el P.O. en c. 9,3 euros/acc (+9% potencial). P.O. Bajo revisión.