TOTALENERGIES – Analisi Fondamentale del 02 maggio 2025

TotalEnergies ha riportato risultati del primo trimestre in linea con le aspettative, ma un cash flow sottostante più debole e venti contrari strutturali nel settore downstream hanno messo in luce alcune vulnerabilità. Il settore upstream rimane un punto di forza, con un eccezionale costo operativo di $4.9/boe e una crescita della produzione del 4%. Tuttavia, il cash flow del LNG è diminuito e le rinnovabili negli Stati Uniti sono state messe in pausa, evidenziando i rischi di esecuzione. Il management ha confermato i ritorni di capitale e gli investimenti, ma il livello di indebitamento sta aumentando. Con il prezzo del Brent che probabilmente si indebolirà nel secondo semestre e la monetizzazione nel settore Power e LNG ritardata, vediamo un potenziale limitato nel breve termine. Il titolo sembra essere bloccato in un intervallo in attesa di catalyst più chiari.

Fatti 

Il reddito operativo netto adjusted è stato di $4.79 miliardi (-15% rispetto all’anno precedente), con il settore Esplorazione e Produzione che ha generato $2.45 miliardi (-4% YoY) e il settore LNG integrato $1.29 miliardi (+6% YoY). Il reddito netto rettificato è stato di $4.19 miliardi (-18% YoY) e il flusso di cassa operativo prima delle variazioni del capitale circolante è sceso a $6.99 miliardi (-14% YoY). Il livello di indebitamento è salito al 14.3% (rispetto all’8.3% nel quarto trimestre 2024). La società ha eseguito un riacquisto di azioni da $2 miliardi nel primo trimestre e prevede un ulteriore riacquisto di $2 miliardi per il secondo trimestre 2025, mantenendo un dividendo di €0.85 per azione (+7.6% YoY).

Analisi

TotalEnergies ha riportato un utile netto rettificato per il primo trimestre 2025 pari a 4.2 miliardi di dollari, in linea con il consensus. Tuttavia, la generazione di cassa sottostante è risultata più debole rispetto al profitto headline. Il cash flow operativo (CFFO) è calato del 14% su base annua a 7.0 miliardi di dollari, mentre il flusso di cassa netto è sceso del 37% rispetto al trimestre precedente, complice un incremento stagionale di capitale circolante di 4.4 miliardi dovuto a prepagamenti nel gas e power europeo, accumulo scorte e impatti fiscali, oltre a ritardi nei dividendi da affiliate consolidate con il metodo del patrimonio netto. Il management ha confermato un dividendo di €0.85 per azione (+7.6% YoY) e riacquisti per 2 miliardi di dollari, ribadendo l’impegno a una distribuzione >40% del CFFO anche a fronte di un momentaneo aumento della leva finanziaria (gearing salito al 14.3%, rispetto a un normale ~11%).

Nel segmento E&P, l’utile operativo rettificato è stato di 2.45 miliardi di dollari, lievemente superiore alle attese (2.4 miliardi), grazie a una crescita della produzione del 4% su base annua (2.56 mboe/g) e a un OpEx eccezionalmente basso a 4.9 dollari/barile, nettamente migliore rispetto ai peer. Il CFFO upstream è salito del 9% QoQ a 4.3 miliardi di dollari, sostenuto dall’apporto di nuovi barili ad alto margine da Brasile (Mero-2/3), Stati Uniti (Baltimore) e Malesia (SapuraOMV). Ulteriore volume accretivo è atteso con l’entrata in esercizio di Mero-4 nel Q3, che dovrebbe garantire una crescita della produzione >3% per l’intero esercizio.

L’LNG integrato ha registrato un utile operativo di 1.29 miliardi di dollari, in linea con le attese, ma con un flusso di cassa inferiore QoQ (1.2 miliardi) a causa di ritardi nei dividendi delle JV e risultati di trading gas più deboli. Nonostante ciò, il trading LNG ha tenuto, ma la posizione lunga del gruppo è stata penalizzata dal cambio di sentiment geopolitico legato al conflitto Russia-Ucraina. I prezzi realizzati LNG per il Q2 sono attesi tra 9–9.5$/MMBtu, con il consueto ritardo di due mesi rispetto al Brent. Il management continua a guidare un CFFO LNG di 5.5–6 miliardi per il 2025, con 6 miliardi ora nella parte alta della forchetta.

Il segmento Power integrato ha generato 506 milioni di dollari, leggermente sopra il consensus, grazie a una crescita del 18% YoY della generazione (11.3 TWh) e all’espansione del portafoglio, inclusi progetti storage in Germania e l’acquisizione di VSB. Tuttavia, il ROCE è sceso al 9% a causa dell’assenza di farm-down nel trimestre, previsti invece nel Q2. Il target di 300 milioni annui da farm-down è stato confermato, ma l’appetito dei compratori potrebbe risentire dell’aumento dei costi di finanziamento e dell’incertezza regolatoria. Un progetto solare da 600 MW negli Stati Uniti è stato già sospeso a causa del calo dell’IRR post-tariffe sotto il 10%.

Il segmento Marketing & Services ha deluso con 240 milioni di dollari contro attese di 300 milioni (–20%), penalizzato da una domanda stagionalmente debole in Europa e margini sotto pressione nella mobilità. Il Refining & Chemicals, non incluso nel consensus, ha riportato solo 301 milioni (–69% YoY), con un ERM medio a 29$/t (vs. 72$/t un anno fa), spread petrochimici in peggioramento e fermi impianto a Donges e Port Arthur che hanno sottratto 200 milioni al CFFO. L’utilizzo è migliorato all’87% QoQ, ma la ripresa dei margini resta lontana, suggerendo criticità strutturali piuttosto che eventi isolati.

Variazioni nelle stime

La guidance di capex per il 2025 è confermata a 17–17.5 miliardi di dollari, con 4.5 miliardi destinati alle rinnovabili. Tuttavia, è incorporata una flessibilità fino a 2 miliardi, con il CEO Patrick Pouyanné che ha indicato come leve di aggiustamento CCS, ricarica EV e progetti non vincolati nelle rinnovabili, in caso di ulteriore deterioramento macro. A livello operativo, circa 500 milioni di buffer sono già stati attivati.

Sul fronte strategico, il finanziamento per il progetto Mozambique LNG è stato assicurato grazie alla U.S. Exim Bank, con ripartenza prevista entro metà 2025. Il sito è considerato sicuro, con le imprese riattivate sotto rigidi standard di compliance in materia di diritti umani. Riguardo al rischio Russia, Total ha escluso la possibilità che volumi Yamal LNG rientrino in Europa entro i prossimi 12 mesi, citando resistenza politica persistente e una convergenza tra UE e USA sulla fornitura americana. Neppure un’eventuale ripresa dei negoziati di pace cambierebbe l’atteggiamento nel breve.

Nonostante una solida esecuzione operativa—soprattutto nell’upstream con crescita del 4% e OpEx tra i migliori del settore—i dati del primo trimestre hanno messo in luce punti di pressione: la generazione di cassa è stata debole rispetto all’utile, mentre la performance downstream continua a soffrire problemi strutturali. Con i prezzi del Brent che probabilmente tenderanno al ribasso nella seconda metà dell’anno, e una capacità OPEC+ ancora ampia a fronte di una domanda fragile in Cina ed Europa, il programma di ritorno al capitale da 8 miliardi l’anno solleva dubbi sulla sostenibilità, specie considerando il leverage in aumento e la limitata flessibilità sul capex upstream già impegnato. Le piattaforme LNG e Power restano strategicamente valide nel lungo termine, ma monetizzazioni a breve sono rimandate, e il downstream continua a rappresentare un freno. A nostro avviso, il titolo resterà range-bound nel breve, con potenziale rialzista legato alla ripartenza di Mozambique LNG, farm-down nel Power e miglioramento del cash flow. Nel lungo termine, Total resta ben posizionata come IOC low-cost e ben esposta alla transizione energetica, ma in assenza di catalizzatori o supporto dai prezzi del petrolio, il profilo rischio-rendimento resta neutrale.

La view degli Analisti

Giudizio: OUTPERFORM; TP a €59.1. I nostri numeri sono sotto revisione.

Stime dei principali dati finanziari