ENGIE - Analisi Fondamentale

Il primo trimestre è stato caratterizzato da forti disparità tra le nuove unità aziendali, con effetti positivi sulle reti infrastrutturali che hanno compensato un calo nella generazione rinnovabile e termica, influenzata da spread più bassi e condizioni meteorologiche meno favorevoli. Nella Business Unit Supply & Energy Management, i ricavi B2C sono aumentati notevolmente, mentre quelli della precedente GEMS si sono normalizzati come previsto, mostrando una performance migliore rispetto al suo omologo tedesco RWE, che ha risentito di una "debole performance nel trading proprietario".

Fatti salienti del Q1 2025

I ricavi sono aumentati del 5.6% a €23.3 miliardi. L'EBITDA (escluso il nucleare) è aumentato del 2.5% a €4.9 miliardi. L'EBITDA è salito dell'1.4% a €5.4 miliardi. L'EBIT (escluso il nucleare) è aumentato del 2.1% a €3.7 miliardi. Engie ha confermato le sue previsioni per il 2025 in un contesto economico incerto.

Analisi 

Engie ha riportato un primo trimestre in linea con le attese, ancora caratterizzato da effetti base o effetti di calendario che saranno ribaltati entro la fine dell’anno. Durante il primo trimestre, il gruppo ha completato l’acquisizione di due centrali idroelettriche in Brasile (612 MW) e un portafoglio di asset rinnovabili nel Regno Unito (157 MW), finalizzando l’accordo con il governo belga sul trasferimento delle riserve per i rifiuti nucleari il 14 marzo.
Pertanto, sono stati trasferiti €12.2 miliardi sotto forma di €9.5 miliardi di attività finanziarie e €2.6 miliardi in contanti. I restanti €3.6 miliardi di riserve per i rifiuti rimarranno in bilancio e saranno trasferiti a novembre dopo il riavvio degli impianti attualmente in manutenzione. Sottolineiamo che Engie disponeva di €12,896 milioni di attività finanziarie dedicate al 2024, il che indica che dopo il pagamento dei restanti €3.6 miliardi, gli €8.7 miliardi di riserve per lo smantellamento non saranno coperti, il che richiederà necessariamente l’isolamento del cash flow entro la fine del ciclo di vita degli impianti, nel 2036. Va inoltre notato che il CPN rivaluterà queste riserve alla fine di quest’anno durante la prossima revisione triennale, rappresentando quindi un rischio di revisione al rialzo.

L’EBIT di Renewable & Flex Power è diminuito del 13.4% in organico a €1,152 milioni a causa di condizioni idriche più deboli in Francia (3,8 GW) e Portogallo (1,7 GW), ha dichiarato il gruppo, senza menzionare il calo dell’eolico. Questo commento contrasta con i risultati idroelettrici pubblicati da EDP e Iberdrola, che hanno registrato una forte ripresa nel Q1 e pubblicato risultati idrici migliorati in Iberia. L’EBIT di Renewables & BESS è diminuito del 9% a €733 milioni. Le attività di generazione a gas sono anch’esse diminuite (-22% a €419 milioni) a causa della riduzione degli spread catturati in Europa e di un’alta base di confronto, dato che il gruppo aveva beneficiato nel 1Q24 di effetti una tantum positivi, incluso il regolamento di una controversia relativa alla vendita di elettricità da un ex impianto in Italia.

L’EBIT delle Infrastrutture è aumentato del 47.7% su base organica a €1,453 milioni, poiché le Reti (+69% a €1.259 milioni) hanno beneficiato delle nuove tariffe in Francia (GRDF), in vigore da aprile 2024 per la trasmissione e da luglio 2024 per la distribuzione. Ciò, combinato con il recupero dei volumi mancanti, ha avuto un impatto positivo significativo sull’EBIT nel Q1. Anche le temperature più fredde hanno influenzato i volumi. In America Latina, le attività di rete hanno beneficiato di un maggiore contributo grazie alla costruzione di linee elettriche in Brasile e all’indicizzazione delle tariffe sia in Brasile che in Messico.

Le Infrastrutture Energetiche Locali (-19% a €194 milioni) sono state colpite dalla normalizzazione prevista dei prezzi di mercato, con un impatto negativo sugli spread catturati dalla cogenerazione, non compensato da un inverno più freddo con vendite di calore più elevate.

L’EBIT di Supply & Energy Management è diminuito del 15.9% su base organica a €1,291 milioni.
Il B2C (escluso Retail) è salito da €76 milioni a €400 milioni, beneficiando di una base di confronto bassa e di effetti temporanei favorevoli di circa €100 milioni, secondo il CFO, che ha anche menzionato che questi effetti sono previsti in inversione entro la fine dell’anno. Per quanto riguarda l’ex GEMS, le attività B2B sono diminuite del 37.5% a €582 milioni a causa della forte riduzione degli effetti temporanei che avevano positivamente influenzato l’EBIT del Q1 2024 (€500 milioni).
Quest’anno, questi effetti temporanei sono stati pari a €200 milioni e si prevede che vengano ribaltati entro la fine dell’anno, ha dichiarato il CFO.
Energy Management ha performato abbastanza bene nonostante un calo del 41.5% a €309 milioni. A titolo di promemoria, nel 2024 GEMS aveva €1 miliardo di effetti temporanei sulle attività di fornitura B2B e €0.5 miliardi su Energy Management. Engie prevede un run rate di €1.4–2.0 miliardi per il 2027, con una curva discendente fino ad allora, dato che il 2026 dovrebbe rimanere superiore al 2027. Questa performance di Energy Management in questo trimestre contrasta con i risultati di RWE, che ha riportato una performance più debole in questo segmento, menzionando una “debole performance nel trading proprietario”.
Engie ha sottolineato che non si impegna nel trading proprietario. Engie copre le posizioni all’origine con un appetito di rischio molto limitato, e la sua esposizione al rischio di mercato deriva principalmente da coperture proxy, ha indicato il CFO.

Variazione nelle Stime

Outlook. La guidance 2025 è stata confermata nonostante un contesto economico incerto. L’utile netto ricorrente (quota gruppo) è previsto in un intervallo tra €4.4 e €5.0 miliardi, con EBIT escluso il nucleare atteso in un intervallo indicativo di €8.0–9.0 miliardi, rispetto a €8.9 miliardi nel FY24.

La view degli Analisti

Stime dei principali dati finanziari