Attività
Il gruppo Eni, la cui capocguppo è la società Eni spa è organizzato nei seguenti segmenti operativi:
Exploration & Production (E&P)
Comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a progetti di conversione del gas naturale in GNL;
Gas & Power (G&P)
Comprende le attività di
- approvvigionamento e vendita di gas naturale all’ingrosso e al dettaglio,
- acquisto e commercializzazione di GNL e
- acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all’ingrosso e al dettaglio.
- acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in funzione delle esigenze dell’attività di raffinazione
- attività di trading di commodity energetiche (petrolio, gas naturale, energia elettrica, certificati di emissione, ecc.) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un’ottica integrata sia di ottimizzazione;
Refining & Marketing (R&M) e Chimica
Comprende le attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici, riportati distintamente nei precedenti reporting periods;
Ingegneria & Costruzioni
Eni attraverso la controllata Saipem, quotata alla borsa di Milano (quota Eni 43%) è attiva nel settore della progettazione e realizzazione di impianti e infrastrutture per l’industria oil&gas e nella fornitura di servizi di perforazione e altri oilfiled services;
Corporate e altre attività
Comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, IT, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive e l’attività di bonifica ambientale svolta dalla controllata Syndial
La tabella seguente indica :il contributo di ciascuna unità di business ai risultati conseguiti dl Gruppo nel periodo in esame:
| 6M 2016 | Ricavi | EBITDA | EBIT | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Exploration & Production | 7,243 | 27.1% | 288 | 88.6% | 288 | 88.6% | ||
| Gas & Power | 19,764 | 73.9% | -71 | -21.8% | -71 | -21.8% | ||
| Refining & Marketing | 8,698 | 32.5% | 363 | 111.7% | 363 | 111.7% | ||
| Altro / elisioni | -8,945 | -33.4% | -255 | -78.5% | -255 | -78.5% | ||
| Totale | 26,760 | 100% | 325 | 100% | 325 | 100% | ||
Per una spiegazione degli indicatori di bilancio (MOL, EBITDA, EBIT, PFN ecc.) si prega di fare riferimento alla legenda indicata nel menu in alto a sinistra)
Di seguito viene fornita una descrizione delle suddette attività (sintetizzata rispetto a quanto esposto sul sito ufficiale del Gruppo)
Exploration & Production
Il ciclo petrolifero inizia con l’acquisizione tramite negoziati diretti o partecipazione a gara del diritto legale di cercare.
Proprietario del diritto minerario è di norma lo Stato, con il quale la Compagnia petrolifera deve stipulare un contratto che stabilisca i diritti dei contraenti.
In particolare, debbono essere definiti: l’area nella quale si svolgerà la ricerca, la durata dell’accordo, gli impegni minimi di lavoro e di spesa (commitment), come verrà ripartita la produzione e quali tasse la Compagnia sarà tenuta a pagare.
Generalmente, lo Stato ospite non si limita più ad una concessione di ricerca e sfruttamento dei giacimenti scoperti, con i relativi introiti delle royalties, ma, quasi sempre, partecipa direttamente agli utili della produzione.
Attualmente sono frequenti i contratti di ripartizione della produzione ed i contratti di servizio, nei quali la Compagnia petrolifera non detiene i diritti minerari, ma agisce come contrattista della Compagnia di Stato del paese ospite.
Le attività del settore Exploration & Production sono le seguenti:
Esplorazione
L scelta dell’area per un’avventura esplorativa viene valutata in funzione della possibilità e della probabilità di una scoperta basandosi su un certo numero di elementi geologici fondamentali (studi e ricerche, conoscenza dell’area, valutazione del rischio minerario) oltre che su considerazioni di carattere economico.
Sviluppo
questa fase consiste nella perforazione di un numero ottimale di pozzi di produzione e nella installazione delle attrezzature necessarie per liberare il gas e l’olio dalle componenti indesiderate (particelle solide, acqua, sali, ecc.) e per separare la fase liquida del petrolio da quella gassosa.
Produzione
Gli idrocarburi sono estratti dal giacimento, trattati negli impianti e inviati al mercato tramite pipeline o navi. Durante la vita produttiva, che può durare anche decenni, vengono effettuati interventi nei pozzi per ottimizzare la produzione
Commercializzazione
La commercializzazione a livello internazionale del petrolio avviene in funzione delle opportunità del momento e con prezzi determinati che variano giornalmente. Il gas viene generalmente venduto con contratti di lungo termine, siglati in molti casi prima della fase di sviluppo del giacimento.
Gas & Power
Eni produce energia elettrica principalmente presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Livorno, Taranto, Mantova, Brindisi, Ferrara e Bolgiano..
Il trasporto del gas, dai luoghi di produzione a quelli di consumo, avviene tramite gasdotti e per tragitti più lunghi, attraverso navi metaniere.
I metanodotti, interrati o adagiati sui fondali marini, comprendono un complesso di condotte, stazioni di pompaggio, di controllo e di sicurezza.
Per trasportare il gas con navi metaniere, è necessario sottoporlo ad un processo di liquefazione, con temperature molto basse (-160°) e mantenerlo liquido a pressioni leggermente superiori a quella atmosferica. Sotto questa forma, il gas riduce fino a 600 volte il suo volume ed è trasportabile in grandi quantità. Nei terminali di arrivo il gas liquido viene rigassificato prima di essere immesso nella rete di distribuzione.
Attraverso queste reti raggiunge, a migliaia di chilometri di distanza, le aree di consumo, e cioè le grandi utenze industriali e le reti di distribuzione locali. La domanda di gas, nell’arco dell’anno, è soggetta a una variabilità di tipo stagionale, settimanale e giornaliera, determinata principalmente dall’attività lavorativa e dai fattori climatici. A gestire le diverse esigenze è il Centro di Dispacciamento di San Donato Milanese che valuta la disponibilità totale di gas (proveniente dalla produzione nazionale, dalle importazioni e dagli stoccaggi) e la movimenta nella rete per il soddisfacimento della domanda.
Refining e Marketing
Trasporto
Il trasporto di petrolio alle raffinerie avviene tramite oleodotti interrati o adagiati sui fondali marini e, per tragitti più lunghi, attraverso navi petroliere. Una volta giunto alla raffineria, il petrolio greggio viene introdotto in un forno e portato alla temperatura di circa 400°C che cambia il suo stato fisico da liquido in vapore. I vapori di petrolio vengono quindi iniettati nella colonna di frazionamento, o torre di raffinazione.
Raffinazione
Nella torre di raffinazione i gas, passando attraverso una serie di piatti forati, salgono verso l’alto, raffreddandosi. Alle diverse temperature si condensano, ritornando allo stato liquido. Ricadendo si depositano sui piatti, dando così luogo alla separazione delle diverse frazioni di idrocarburi.
Nel punto più basso della colonna si condensano oli combustibili, lubrificanti, paraffine, cere e bitumi, tra i 350° e i 250° C si condensa il gasolio, utilizzato come combustibile per motori diesel e per il riscaldamento domestico. Tra 250° e 160° C il kerosene, un combustibile oleoso usato come propellente per aerei a reazione e impianti di riscaldamento.
Tra i 160° e i 70 ° C condensa la nafta, una sostanza liquida usata come combustibile e, come materia prima, per produrre materie plastiche, farmaci, pesticidi, fertilizzanti. Le benzine condensano tra i 70° e i 20° C. Sono usate, principalmente, come carburante per automobili ed aerei. A 20° C, rimangono gassosi metano, etano, propano e butano.
In particolare, butano e propano, formano il combustibile denominato GPL. In una raffineria, oltre alla distillazione frazionata, si svolgono altri processi, per ricavare ulteriori quantità di prodotti pregiati o per migliorare la qualità dei prodotti ed adeguarli alle richieste del mercato.
Ad esempio, in impianti, denominati di “Cracking”, è possibile spezzare le catene idrocarburiche più lunghe. Questo procedimento permette di trasformare prodotti poco pregiati in benzine e gasoli. Attraverso il “Reforming catalitico”, viene aumentato il numero di ottani nelle benzine, con la “Desolforazione” si riduce quasi totalmente il contenuto di zolfo nei gasoli.
La attività della divisione Refining e Marketing comprendono:
Approvvigionamento e Commercializzazione
nel 2013 sono state acquistate 65,96 milioni di tonnellate di petrolio (62,21 milioni di tonnellate nel 2012), di cui 26,15 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 25,27 milioni di tonnellate sul mercato spot e 14,54 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine.
La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 26% dalla Russia, 19% dall’Africa Occidentale, 14% dal Mare del Nord, 12% dall’Africa Settentrionale, 6% dal Medio Oriente, 6% dall’Italia e 17% da altre aree.
Sono state commercializzate 43,96 milioni di tonnellate di petrolio, in aumento del 20,2% rispetto al 2012 (+7,40 milioni di tonnellate). Sono state acquistate 5,31 milioni di tonnellate di semilavorati (4,53 milioni di tonnellate nel 2012) per l’impiego come materia prima negli impianti di conversione e 17,79 milioni di tonnellate di prodotti (20,52 milioni di tonnellate nel 2012) destinati alla vendita sui mercati esteri (13,73 milioni di tonnellate) e sul mercato italiano (4,06 milioni di tonnellate) a completamento delle disponibilità da
Raffinazione
Attraverso la Divisione Refining & Marketing, Eni è il primo operatore nel settore della raffinazione con 5 raffinerie di proprietà (Sannazzaro, Livorno, Venezia, Taranto e Gela) e della distribuzione di prodotti petroliferi in Italia.
Logistica:
Consiste nello stoccaggio e nel trasporto di prodotti petroliferi tramite una struttura logistica integrata composta da una rete di oleodotti e da un sistema di 18 depositi di proprietà a gestione diretta distribuiti sul territorio nazionale e destinati alla commercializzazione e stoccaggio di prodotti finiti, GPL e greggi.
Distribuzione di prodotti petroliferi:
al 31 dicembre 2013 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.762 stazioni di servizio. Le vendite Rete nel resto d’Europa Al 31 dicembre 2013 la rete di distribuzione nel Resto d’Europa è costituita da 1.624 stazioni di servizio. Lo sviluppo all’estero continuerà a essere selettivo puntando alla crescita della quota di mercato principalmente in Germania, Austria e nei Paesi dell’Europa Orientale (in particolare in Repubblica Ceca), facendo leva sui vantaggi competitivi derivanti dalle sinergie nel supply e dalla logistica.
Business extrarete
Il Gruppo commercializza i seguenti prodotti:
- carburanti e combustibili: nel mercato extrarete, Eni commercializza carburanti e combustibili: gasoli per autotrazione, riscaldamento, agricolo e marina, benzine e oli combustibili. I clienti sono i rivenditori, le imprese industriali, le società di servizi, gli enti pubblici e le imprese municipalizzate e i consumatori finali (trasportatori, condomini, operatori del settore agricolo e della pesca, ecc.).
- GPL In Italia, Eni è leader nella produzione, distribuzione e commercializzazione di GPL con 619 mila tonnellate di vendite sui mercati autotrazione e combustione (rete ed extrarete), corrispondenti a una quota di mercato del 20,8%. Le vendite di GPL a operatori terzi attraverso altri canali di vendita, in particolare alle società petrolifere e ai trader, sono state di circa 257 mila tonnellate.
- Lubrificanti: (Eni dispone di 6 impianti, alcuni dei quali in compartecipazione, per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Europa, Nord e Sud America, ed Estremo Oriente) e
- ossigenati
Trading e shippng
Tramite la controllata Eni Trading & Shipping (ETS) il Gruppo commercializza:
- la produzione Eni di greggi e condensati;
- una vasta gamma di greggi, carburanti e altri prodotti petrolchimici/raffinati in base alla produzione downstream di Eni ed a contratti con terzi;
- gas e energia elettrica
Parte della produzione di greggio Eni è destinata al sistema di raffinerie Eni in Italia e all’estero, mentre la restante parte è venduta a terzi sui mercati internazionali grazie all’affidabilità ed efficienza che ETS assicura ai propri clienti.
ETS è responsabile dell’approvvigionamento dei servizi di trasporto marittimo per le divisioni Eni gestendo oltre 2.700 viaggi all’anno in tutto il mondo e offrendo servizi di vetting (ispezioni) a clienti sia interni che esterni.
L’accesso agli asset della divisione R&M consente ad ETS di essere uno tra i principali leader nella commercializzazione di gasolio nel Mediterraneo.
La flotta navale di ETS comprende 37 petroliere noleggiate a tempo (time charter) che assicurano la disponibilità e l’affidabilità per soddisfare le esigenze commerciali sia del trading che delle divisioni di Eni.
Strategia
I pilastri del piano strategico 2016-19 presentato nel marzo 2016 sono i seguenti:
Crescita redditizia
- produzione: CAGR > 3% all’anno, +13% cumulato entro il 2019;
- CAPEX Upstream: -18% rispetto al Piano precedente;
- CAPEX di Gruppo: -21% a eur 37 miliardi, OPEX stabile sotto i $7/barile nel corso del piano;
- esplorazione: 1,6 miliardi di boe di nuove risorse a un costo unitario di esplorazione di 2,3 $ durante il periodo del piano;
- break-even medio dei nuovi progetti: drastica riduzione da $45/boe a 27$/boe.
Ristrutturazione
Il management sta continuando a ristrutturare il Mid-Downstream. Il business Gas & Power beneficerà della rinegoziazione dei contratti a lungo termine e della riduzione dei costi di logistica. Riguardo al settore Refining and Marketing, il Gruppo concentreremo sulla riduzione del margine di raffinazione e sul miglioramento dell’efficienza delle operazioni, difendendo allo stesso tempo la quota di mercato nel retail.
- G&P: break-even strutturale dal 2017
- raffinazione: riduzione del margine di raffinazione di break-even a circa 3$/barile nel 2018 mantenendo la capacità di raffinazione attuale
Trasformazione
Nel 2015 il Gruppo ha raggiunto il 90% degli obiettivi di dismissioni previste nel piano precedente. Queste avverranno principalmente attraverso la diluizione delle nostre partecipazioni nelle recenti e importanti scoperte, in linea con la strategia di dual exploration.
Strategia finanziaria
Il management continuerà a puntare su una forte generazione di cassa attraverso una crescita sostenibile nell’Upstream, il completamento della ristrutturazione degli altri settori, una maggiore efficienza nei costi e la gestione di un portafoglio flessibile. Inoltre, grazie alla flessibilità finanziaria, la politica di remunerazione continuerà a essere sostenibile anche in presenza di prezzi del petrolio più bassi del previsto”.
Riduzione costi:
- eur 3,5 miliardi, grazie alla rinegoziazione dei contratti: sarà ridotto il differenziale tra prezzo del petrolio e costi
- risparmi cumulati G&A: 2,5 miliardi di euro entro il 2019, rispetto a eur 2 miliardi del Piano precedente
Cash flow operativo:
- copertura del CAPEX nel 2016 con il Brent a 50 $/barile, rispetto ai 63$/barile previsti nel Piano precedente
- copertura di CAPEX e dividendo con il Brent a 60$/barile nel 2017, rispetto a <$75/barile nel Piano precedente
- copertura di CAPEX e dividendo con il Brent <$60/barile nel 2018-19
Upstream
La produzione di idrocarburi è prevista in crescita di oltre il 3% all’anno nel periodo 2016-2019, e sarà realizzata principalmente attraverso il ramp-up e l’avvio di nuovi progetti che daranno un contributo totale di circa 800mila barili di olio equivalente al giorno nel 2019.
L’esplorazione rimane un fattore chiave per la crescita del valore della società. Negli ultimi 8 anni, Eni ha scoperto 11,9 miliardi di barili di risorse a un costo unitario di 1,2$/barile, che corrispondono a circa 2,4 volte il totale della produzione realizzata nel periodo, valore molto più alto della media del settore pari a 0,3.
Nell’arco del periodo di Piano, Eni prevede nuove scoperte per 1,6 miliardi di boe al costo competitivo di 2,3 $/barile e con un time-to-market per gli avvii di produzione molto ridotto, pur mantenendo una spesa media nell’esplorazione in linea con i livelli del 2015. Nonostante la riduzione del 18% del CAPEX nell’Upstream, Eni riuscirà a realizzare una crescita della produzione cumulata del 13% entro il 2019. Grazie alla flessibilità del portafoglio di Eni, alle sinergie con gli asset esistenti e alle rinegoziazioni dei contratti, il break-even medio dei nuovi progetti è stato drasticamente ridotto da 45 $ a 27 $/barile.
Gas and Power
Nel 2015 il settore G&P ha quasi raggiunto il break-even, grazie alla rinegoziazione dei contratti gas a lungo termine e alla riduzione dei costi di logistica. Il nuovo Piano migliorerà la redditività del settore concentrandosi su:
- rinegoziazione dei contratti a lungo termine, al fine di completare l’allineamento dei contratti gas alle condizioni di mercato;
- ridimensionamento della base costi operativi e di logistica;
- massimizzazione del valore attraverso l’ampliamento del 20% della base clienti nel retail, facendo leva sulle sinergie dei nostri canali di vendita.
Il flusso di cassa operativo cumulato nel periodo 2016-19 sarà pari a 2,8 miliardi di euro, con un Ebit di 900 milioni nel 2019. Il business G&P raggiungerà il break-even strutturale nel 2017.
Refining & Marketing
Al fine di affrontare le debolezze strutturali del settore della Raffinazione, l’obiettivo di Eni è di ridurre il margine di raffinazione di break-even a circa 3 $/barile entro il 2018 pur mantenendo l’attuale capacità di raffinazione. Questo consentirà di generare un flusso di cassa operativo cumulato di 2,9 miliardi di euro nel periodo di Piano.
L’unità di business Refining ha raggiunto il break-even dell’Ebit adjusted nel 2015, 2 anni prima del previsto. Refining and Marketing raggiungerà un Ebit adjusted di 700 milioni di euro entro il 2019..
Analisi dei ricavi
L’andamento dei ricavi consolidati del periodo è il seguente:
| Ricavi | 6M 2016 | 6M 2015 | Variazione | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Exploration & Production | 7,243 | 27.1% | 11,412 | 27.6% | -4,169 | -36.5% | ||
| Gas & Power | 19,764 | 73.9% | 30,636 | 74.1% | -10,872 | -35.5% | ||
| Refining & Marketing e Chimica | 8,698 | 32.5% | 12,051 | 29.2% | -3,353 | -27.8% | ||
| Altro / elisioni | -8,945 | -33.4% | -12,782 | -30.9% | 3,837 | -30.0% | ||
| Totale | 26,760 | 100% | 41,317 | 100% | -14,557 | -35.2% | ||
Exploration & Production
I dati relativi alle produzioni sono indicati nella tabella sottostante;
| idrocarburi | migliaia di boe / giorno |
| petrolio | migliaia di barili / giorno |
| Gas naturale | milioni metri cubi / giorno |
| Produzione | Idrocarburi | Petrolio | Gas naturale | |||||
| 6M 2016 | 6M 2015 | 6M 2016 | 6M 2015 | 6M 2016 | 6M 2015 | |||
| Italia | 125 | 169 | 40 | 69 | 13 | 16 | ||
| Resto Europa | 189 | 184 | 94 | 86 | 15 | 15 | ||
| Africa settentrionale | 634 | 659 | 246 | 268 | 60 | 61 | ||
| Africa sub-sahariana | 346 | 343 | 260 | 256 | 13 | 14 | ||
| Kazhakistan | 104 | 99 | 58 | 58 | 7 | 6 | ||
| Resto Asia | 136 | 111 | 86 | 52 | 8 | 9 | ||
| Americhe | 176 | 134 | 84 | 67 | 14 | 7 | ||
| Oceania | 24 | 27 | 3 | 6 | 3 | 3 | ||
| Totale | 1,734 | 1,726 | 871 | 862 | 133 | 131 | ||
Gas & Power
Le vendite di gas naturale del primo semestre 2016 sono state di 45,25 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi, la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity e le vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico) con una riduzione di 2,76 miliardi di metri cubi rispetto al periodo di confronto, pari al 5,7%. In diminuzione le vendite in Italia (19,42 miliardi di metri cubi, -8% rispetto al semestre 2015) per effetto degli stessi driver descritti nel commento al trimestre, nonché per effetto della flessione delle vendite al settore residenziale a causa dello sfavorevole effetto climatico.
Le vendite sui mercati europei di 19,82 miliardi di metri cubi sono diminuite dell’1,9% a causa del calo delle vendite in Turchia, della flessione dei volumi commercializzati in Francia e Regno Unito, a causa della maggiore pressione competitiva, nonché delle minori vendite spot in Benelux. Tali fenomeni sono stati solo parzialmente compensati dai maggiori volumi spot in Germania/Austria.
Le vendite di energia elettrica di 8,64 TWh nel solo secondo trimestre 2016 sono in aumento del 3,5% rispetto al corrispondente periodo del 2015 (18,09 Twh, +7,6% nel semestre) per effetto principalmente dei maggiori volumi commercializzati nel segmento grossisti e middle.
Refining & Marketing e Chimica
Nel secondo trimestre 2016 il margine indicatore Eni (Standard Eni Refining Margin – SERM) ha dimezzato il suo valore a 4,6 $/barile (rispetto a 9,1 $/bl del trimestre 2015; -47,2% rispetto a 8,3 $/bl registrato nel semestre 2015) per effetto dell’indebolimento delle quotazioni relative dei prodotti (in particolare il diesel).
Produzione
In tale contesto le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono state di 6,19 milioni di tonnellate, in riduzione del 6,1% (12,09 milioni di tonnellate nel semestre; -10,4%); a perimetro omogeneo, escludendo l’effetto della dismissione della quota di partecipazione nella raffineria CRC in Repubblica Ceca finalizzata il 30 aprile 2015, le lavorazioni del secondo trimestre sono diminuite del 3% (-5,3% rispetto al semestre 2015).
In Italia il calo delle lavorazioni (-2,8% nel trimestre; -5,7% nel semestre) riflette la minore disponibilità di greggi provenienti dai giacimenti nazionali a seguito principalmente della fermata di Val d’Agri, nonché la fermata di impianti a seguito di manutenzioni programmate. All’estero, a perimetro omogeneo, le lavorazioni in conto proprio sono diminuite del 4,5% nel trimestre (-3% su base semestrale).
I volumi di lavorazione di oli vegetali per la produzione di biocarburanti presso la green refinery di Venezia sono sostanzialmente stabili rispetto ai periodi di confronto. Le vendite rete in Italia di 1,50 milioni di tonnellate del trimestre (2,87 milioni nel semestre) sono sostanzialmente in linea rispetto al periodo di confronto. La quota di mercato del trimestre si è attestata al 24,2%, in flessione di 0,3 punti percentuali rispetto al secondo trimestre 2015. Tale flessione riguarda in particolare le vendite in autostrada e sulla rete convenzionata mentre le vendite sulle stazioni di proprietà crescono del 2%, in linea con i consumi nazionali.
Vendite
Le vendite extrarete in Italia di 2,01 milioni di tonnellate sono rimaste sostanzialmente stabili rispetto al secondo trimestre 2015 (3,85 milioni di tonnellate, +4,3% rispetto al semestre 2015). Le minori vendite di gasolio e bunkeraggi sono state interamente compensate dai maggiori volumi commercializzati di jet fuel e prodotti minori.
Le vendite rete ed extrarete nel resto d’Europa sono diminuite rispetto ai periodi di confronto per effetto essenzialmente della cessione delle attività in Repubblica Ceca e Slovacchia, finalizzate nel luglio 2015. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai maggiori volumi commercializzati in Francia in entrambi i segmenti di mercato.
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 1,46 milioni di tonnellate (2,90 milioni di tonnellate nel semestre; +5,6%) sono in aumento del 10% essenzialmente per effetto delle maggiori vendite di olefine nel business degli intermedi.
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
| Conto economico | 6M 2016 | 6M 2015 | Variazione | ||||||
| meur | % ricavi | meur | % ricavi | meur | % | ||||
| Totale ricavi | 27,262 | 101.9% | 41,986 | 101.6% | -14,724 | -35.1% | |||
| Ricavi caratteristici | 26,760 | 100.0% | 41,317 | 100.0% | -14,557 | -35.2% | |||
| Altri ricavi | 502 | 1.9% | 669 | 1.6% | -167 | -25.0% | |||
| Costi operativi | -22,963 | -85.8% | -33,588 | -81.3% | 10,625 | -31.6% | |||
| Acquisti, servizi e costi diversi | -21,420 | -80.0% | -31,697 | -76.7% | 10,277 | -32.4% | |||
| Costo del lavoro | -1,544 | -5.8% | -1,593 | -3.9% | 49 | -3.1% | |||
| Altri coti operativi | 1 | 0.0% | -298 | -0.7% | 299 | -100.3% | |||
| EBITDA | 4,299 | 16.1% | 8,398 | 20.3% | -4,099 | -48.8% | |||
| Ammortamenti e svalutazioni | -3,974 | -14.9% | -5,023 | -12.2% | 1,049 | -20.9% | |||
| EBIT | 325 | 1.2% | 3,375 | 8.2% | -3,050 | -90.4% | |||
| Gestione finanziaria | -210 | -0.8% | -111 | -0.3% | -99 | 89.2% | |||
| Discontined operations | -413 | -1.5% | -1,298 | -3.1% | |||||
| Imposte sul reddito | -939 | -3.5% | -1,765 | -4.3% | 826 | -46.8% | |||
| Utle netto | -1,237 | -4.6% | 201 | 0.5% | -1,438 | -715.4% | |||
Analisi dell’EBITDA e dell’EBIT
In particolare la tabella sottostante evidenzia come l’EBITDA sia stato generato dalle busines units del Gruppo:
| EBITDA | 6M 2016 | 6M 2015 | Variazione | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Exploration & Production | 288 | 88.6% | 2,874 | 81.0% | -2,586 | -90.0% | |||
| % ricavi | 4.0% | 25.2% | |||||||
| Gas & Power | -71 | -21.8% | 302 | 8.5% | -373 | -123.5% | |||
| % ricavi | -0.4% | 1.0% | |||||||
| Refining & Marketing e Chimica | 363 | 111.7% | 304 | 8.6% | 59 | 19.4% | |||
| % ricavi | 4.2% | 2.5% | |||||||
| Altro | -255 | -78.5% | 69 | 1.9% | -324 | -469.6% | |||
| Totale | 325 | 100% | 3,549 | 100% | -3,224 | -91% | |||
| % ricavi | 1.2% | 8.6% | |||||||
Analogamente si riporta l’evoluzione dell’EBIT
| EBIT | 6M 2016 | 6M 2015 | Variazione | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Exploration & Production | 288 | 88.6% | 2,874 | 85.2% | -2,586 | -90.0% | |||
| % ricavi | 4.0% | 25.2% | |||||||
| Gas & Power | -71 | -21.8% | 213 | 6.3% | -284 | -133.3% | |||
| % ricavi | -0.4% | 0.7% | |||||||
| Refining & Marketing e Chimica | 363 | 111.7% | 219 | 6.5% | 144 | 65.8% | |||
| % ricavi | 4.2% | 1.8% | |||||||
| Altro / elisioni | -255 | -78.5% | 69 | 2.0% | -324 | -469.6% | |||
| Totale | 325 | 100% | 3,375 | 100% | -3,050 | -90% | |||
| % ricavi | 1.2% | 8.2% | |||||||
Exploration & Production
Nel periodo il settore Exploration & Production ha conseguito una riduzione dell’EBIT, per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-27% e – 32,8%, rispettivamente) in relazione all’andamento del marker Brent (-26,4%) e alla debolezza dei prezzi del gas in Europa e Stati Uniti, nonché all’impatto del fermo produttivo in Val d’Agri protrattosi per l’intero trimestre. Tali effetti sono stati solo in parte compensati dalla maggiore produzione in altre aree, da recuperi di efficienza (minori opex) e dai minori ammortamenti.
Gas & Power
Il peggioramento è attribuibile principalmente alla circostanza che il primo semestre 2015 beneficiava di effetti economici una tantum dalle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento relativi a forniture di esercizi precedenti.
Tali effetti negativi sono stati in parte compensati dalle azioni di ottimizzazione e dai minori costi di logistica. In calo i risultati del segmento retail per effetto climatico negativo.
Refining & Marketing e Chimica
Nonostante l’andamento sfavorevole dello scenario, il business Refining & Marketing ha registrato un incremento dell’EBIT adjusted dovuto alle migliore performance dell’attività di raffinazione grazie alle iniziative di efficienza e ottimizzazione e alla maggiore regolarità di marcia degli impianti.
Anche la Chimica ha conseguito l un aumento della redditività adjusted in uno scenario non completamente favorevole, beneficiando delle azioni di efficienza poste in essere negli esercizi precedenti e dell’incremento dei margini del polietilene a fronte di una tenuta del margine del cracker
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2016 può essere così rappresentato:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 82,819.0 | 67.7% | Fondi permanenti | 97,094.0 | 79.4% | |
| Mezzi propri | 52,303.0 | 42.8% | ||||
| Passività non correnti | 44,791.0 | 36.6% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 39,522.0 | 32.3% | Passività a breve | 25,247.0 | 20.6% | |
| Totale Attivo | 122,341.0 | 100.0% | Totale passività | 122,341.0 | 100.0% |
Analogamente al 31 dicembre 2015 lo stato patrimoniale era così composto:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 97,631.0 | 70.2% | Fondi permanenti | 109,066.0 | 78.5% | |
| Mezzi propri | 57,409.0 | 41.3% | ||||
| Passività non correnti | 51,657.0 | 37.2% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 41,370.0 | 29.8% | Passività a breve | 29,935.0 | 21.5% | |
| Totale Attivo | 139,001.0 | 100.0% | Totale passività | 139,001.0 | 100.0% |
L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2016 era pari a eur 13,81 miliardi in riduzione di eur 3,06 miliardi rispetto al 2015
Outlook
Di seguito le previsioni del management per il 2016 su produzioni e vendite:
Produzione di idrocarburi
E’ previsto un livello produttivo stabile rispetto al 2015 grazie ai rampup e agli avvii di nuovi giacimenti in Norvegia, Egitto, Angola, Venezuela e Congo.
Tali incrementi saranno in grado di assorbire completamente l’interruzione della produzione in Val d’Agri di circa quattro mesi, i declini di giacimenti maturi e il minore contributo di one-off produttivi;
Vendite di gas
In un contesto di perdurante eccesso di offerta e pressione competitiva, le vendite di gas sono previste in linea con la prevista riduzione degli impegni contrattuali in acquisto. Il management intende mantenere le quote di mercato nei segmenti “large” e “retail” incrementando il valore della base clienti facendo leva sullo sviluppo di offerte commerciali innovative, sui servizi integrati e sull’ottimizzazione dei processi commerciali e operativi;
Lavorazioni in conto proprio
Su base omogenea escludendo cioè l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca completata nell’aprile 2015, le lavorazioni sono previste in leggera flessione rispetto al 2015 a causa della disottimizzazione conseguente alla minore disponibilità di greggio della Val d’Agri e di manutenzioni programmate;
Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa:
In un contesto di leggera ripresa della domanda e forte pressione competitiva, Eni prevede mantenere i volumi e la quota di mercato rete Italia incrementando il valore della base clienti facendo leva sulla differenziazione dell’offerta, l’innovazione di prodotti e dei servizi e l’efficienza nella logistica e nell’attività commerciale. In Europa al netto delle dismissioni nell’Est Europa, volumi stabili;
Scenario prodotti chimici
Scenario moderatamente positivo con margini previsti in rafforzamento nel polietilene rispetto al 2015, pur in presenza di una contrazione a partire dal mese di giugno. In leggero calo la marginalità del cracker e del business stirenici. Rimane debole il business elastomeri, ma in miglioramento rispetto al 2015. Volumi di vendita sostanzialmente stabili.
Fattori sensibili / di rischio
Nel report annuale 2015 Eni identifica i seguenti elementi che possono influenzare l’andamento dei risultati:
- ciclicità del settore oil & gas
- rischio Paese
- attività di ricerca e produzione di idrocarburi
- aspetti relativi all’ambiente, salute e sicurezza(normative, bonifiche dia ree contaminate ecc)
- quadro competitivo del settore europeo del gas (trend, regolamentazione, ecc.)
- coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anticorruzione
- sicurezza del sistema informatico
