Attività

Il gruppo Eni, la cui capoguppo 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 2017	Ricavi			EBITDA			EBIT
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	9,326	27.7%		5,884	220.0%		2,479	92.7%
Gas & Power	25,652	76.1%		160	6.0%		-11	-0.4%
Refining & Marketing	10,859	32.2%		634	23.7%		397	14.8%
Altro / elisioni	-12,147	-36.1%		27	1.0%		-191	-7.1%
Totale	33,690	100%		6,705	251%		2,674	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. Oggi abbiamo aumentato il nostro obiettivo per i 4 anni, stabilendo nuove dismissioni per 7 miliardi di euro entro il 2019. 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 2017			6M 2016			Variazione
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	9,326	27.7%		7,243	27.1%		2,083	28.8%
Gas & Power	25,652	76.1%		19,764	73.9%		5,888	29.8%
Refining & Marketing e Chimica	10,859	32.2%		8,698	32.5%		2,161	24.8%
Altro / elisioni	-12,147	-36.1%		-8,945	-33.4%		-3,202	35.8%
Totale	33,690	100%		26,760	100%		6,930	25.9%

Si illustrano di seguito le performance operative che hanno portato ai suddetti ricavi:èerofrmance o

Exploration & Production

Legenda

idrocarburi	migliaia di boe / giorno
petrolio	migliaia di barili / giorno
Gas naturale	milioni metri cubi / giorno

 

Produzione	Idrocarburi			Petrolio			Gas naturale
	6M 2017	6M 2016		6M 2017	6M 2016		6M 2017	6M 2016
Italia	127	125		46	40		12	13
Resto Europa	210	189		116	94		15	15
Africa settentrionale	692	634		219	246		73	60
Africa sub-sahariana	324	346		227	260		15	13
Kazhakistan	139	104		86	58		8	7
Resto Asia	101	136		57	86		7	8
Americhe	168	176		76	84		14	14
Oceania	22	24		3	3		3	3
Totale	1,783	1,734		830	871		147	133

Produzione di idrocarburi

La performance riflette gli

• avvii di nuovi giacimenti
• ramp-up dei progetti del 2016
• minorii fermate per attività manutentive.rispetto al 2016

Tali fattori sono stati parzialmente compensati

• dai tagli produttivi OPEC,
• dall’effetto prezzo e
• dal declino di giacimenti maturi.

Produzione di petrolio

Il calo è dovuto ai seguenti fattori

• declino dei giacimenti maturi
• effetto prezzo
• tagli OPEC

solo parzialmente compensati da

• start-up e ramp-up in particolare in Angola, Ghana, Kazakhstan e Norvegia.

Produzione di gas naturale

Gli start-up e ramp-up produttivi sono stati parzialmente compensati dal declino di giacimenti maturi e dall’effetto prezzo.

Gas & Power

Gas

Italia

Le vendite sono aumentate per

• maggiori consumi
• effetto dei nuovi contratti.

Europa

Le vendite hanno registrato un decremento a causa dei seguenti fattori

• calo delle vendite in Germania, Benelux, Francia e Ungheria per la cessione nel 2016 del portafoglio clienti,

parzialmente compensate da

• maggiori vendite in Turchia
• aumento dei volumi commercializzati in Regno Unito.

Energia elttrica

Le vendite sono state pari a17,76 TW, in diminuzione deòl’1,8% principalmente per:

• minori volumi commercializzati nel middle market ed ai clienti residenziali,

parzialmente compensati d

• aumento delle vendite ai clienti large.

Refining & Marketing e Chimica

Lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio

Son diminuite del 5,3%per

• l’indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria di Sannazzaro e alla fermata di Taranto.

Tali variazioni sono state parzialmente compensate da

• migliori performance di Milazzo e Livorno.

lavorazione green

I volumi di presso la green refinery di Venezia sono aumentati dell11,1% nel semestre

Vendite rete in Italia

Sono state pari 2,96 milioni di tonnellate (+3,1%) in un contesto di consumi stabili grazie a:

• mirate azioni di marketing
• differenziazione dell’offert

Vendite extrarete in Italia

Diminuiscono del -4,9% rispetto al semestre 2016.

Le dinamiche sono le seguenti:

• minori volumi commercializzati di bunker e oli combustibili

ono stati in parte compensati da

• maggiori volumi di gasolio e jet fuel.

Vendite rete ed extrarete nel resto d’Europa

Sono in calo 5,3% essenzialmente per la cessione di attività nell’Europa dell’Est

Produzioni di prodotti petrolchimici

A perimetro costante i volumi sono aumentati del 4,7% nel semestre per la migliore regolarità di marcia degli impianti.

 

Analisi della redditività

L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:

Conto economico		6M 2017			6M 2016			Variazione
		meur	% ricavi		meur	% ricavi		meur	%
Totale ricavi		34,316	101.9%		27,262	101.9%		7,054	25.9%
Ricavi caratteristici		33,690	100.0%		26,760	100.0%		6,930	25.9%
Altri ricavi		626	1.9%		502	1.9%		124	24.7%
Costi operativi		-27,611	-82.0%		-22,963	-85.8%		-4,648	20.2%
Acquisti, servizi e costi diversi		-26,066	-77.4%		-21,420	-80.0%		-4,646	21.7%
Costo del lavoro		-1,562	-4.6%		-1,544	-5.8%		-18	1.2%
Altri coti operativi		17	0.1%		1	0.0%		16	1600.0%
EBITDA		6,705	19.9%		4,299	16.1%		2,406	56.0%
Ammortamenti e svalutazioni		-4,031	-12.0%		-3,974	-14.9%		-57	1.4%
EBIT		2,674	7.9%		325	1.2%		2,349	722.8%
Gestione finanziaria		-338	-1.0%		-210	-0.8%		-128	61.0%
Discontined operations		0	0.0%		-413	-1.5%
Imposte sul reddito		-1,351	-4.0%		-939	-3.5%		-412	43.9%
Utle netto		985	2.9%		-1,237	-4.6%		2,222	-179.6%

Analisi dell’EBITDA

Il contributo di ciascuna business unit all’EBITDA consolidato è indicato nella tabella sottostante:

EBITDA		6M 2017			6M 2016			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		5,884	87.8%		3,716	86.4%		2,168	58.3%
% ricavi		63.1%			51.3%
Gas & Power		160	2.4%		103	2.4%		57	55.3%
% ricavi		0.6%			0.5%
Refining & Marketing e Chimica		634	9.5%		582	13.5%		52	8.9%
% ricavi		5.8%			6.7%
Altro		27	0.4%		-102	-2.4%		129	-126.5%
Totale		6,705	100%		4,299	100%		2,406	56%
% ricavi		19.9%			16.1%

Analisi dell’EBIT

Analogamente si riporta l’evoluzione dell’EBIT:

EBIT		6M 2017			6M 2016			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		2,479	92.7%		288	88.6%		2,191	760.8%
% ricavi		26.6%			4.0%
Gas & Power		-11	-0.4%		-71	-21.8%		60	-84.5%
% ricavi		0.0%			-0.4%
Refining & Marketing e Chimica		397	14.8%		363	111.7%		34	9.4%
% ricavi		3.7%			4.2%
Altro / elisioni		-191	-7.1%		-255	-78.5%		64	-25.1%
Totale		2,674	100%		325	100%		2,349	723%
% ricavi		7.9%			1.2%

Exploration & Production

La crescita è dovuta ai seguenti fattori:

• ripresa dello scenario petrolifero (+9% la quotazione Brent),
• contrazione dei differenziali dei greggi Eni (+11,6% i prezzi di realizzo Eni),
• crescita produttiva
• riduzione dei costi.

Tali fenomeni sono stati parzialmente compensati dai

• maggiori costi di radiazione di pozzi esplorativi

Gas & Power

Il miglioramento è dovuto a;

• benefici delle rinegoziazioni dei contratti di acquisto long-term, compresa la termination di alcuni,

parzialmente compensati dai

• proventi one-off retroattivi legati alle rinegoziazioni registrati nel 2016.

Refining & Marketing e Chimica

Refining & Marketing

Il business ha registrato un crescita grazie al

• recupero di quota di mercato sulla rete Italia
• azioni di riduzione del margine di raffinazione di breakeven, stimato inferiore a 4 $/barile
• positivo andamento dello scenario nel corso del periodo.

Le azioni di ottimizzazione definite hanno consentito di limitare le perdite attese dovute all’indisponibilità di alcuni impianti a Sannazzaro e alla fermata di Taranto.

Chimica

Ili trend riflette le ristrutturazioni eseguite negli esercizi passati con

• l’ottimizzazione della base impiantistica dei siti core,
• il ribilanciamento del portafoglio prodotti su segmenti a maggiore valore
• la chiusura dei siti marginali
• IL positivo andamento dello scenario, in particolare nelle olefine,
• le efficienze di costo
• il recuperi di volume.

 

Struttura finanziaria

Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2017 può essere così rappresentato:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	83,714.0	71.1%		Fondi permanenti	91,901.0	78.0%
				Mezzi propri	48,929.0	41.5%
				Passività non correnti	42,972.0	36.5%
Attivi correnti e finanziari	34,106.0	28.9%		Passività a breve	25,919.0	22.0%
Totale Attivo	117,820.0	100.0%		Totale passività	117,820.0	100.0%

Analogamente al 31 dicembre 2016 lo stato patrimoniale era così composto:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	86,574.0	69.5%		Fondi permanenti	96,849.0	77.8%
				Mezzi propri	53,086.0	42.6%
				Passività non correnti	43,763.0	35.1%
Attivi correnti e finanziari	37,971.0	30.5%		Passività a breve	27,696.0	22.2%
Totale Attivo	124,545.0	100.0%		Totale passività	124,545.0	100.0%

L’indebitamento finanziario netto al 30 giugno 2017 era pari a meur 15,47 (meur 14.776 al 31 dicembre 2016)

 

Outlook

Exploration & Production

Produzione 2017

Confermato il target di 1,84 milioni boe/g (+5% rispetto al 2016) grazie a

• avvii di nuovi progetti (Indonesia, Angola e Ghana)
• ai ramp-up dei giacimenti avviati nel 2016, principalmente in Kazakhstan, Egitto e Norvegia.

Gli effetti negativi legati a:

• l’imprevista interruzione dell’attività produttiva in Val d’Agri protrattasi per quasi un intero trimestre
• tagli OPEC

saranno compensati dalle

• ulteriori iniziative di ottimizzazione della produzione messe in atto
• avvio anticipato dei grandi progetti in Angola, Indonesia e Ghana.

Risorse esplorative

Confermato il target 2017 di nuove: per boe 0,8 miliardi al costo unitario di circa 1 $/barile.

Gas & Power

Previsto risultato strutturale positivo dal 2017.

Confermati i miglioramenti attesi della posizione di costo attraverso interventi sui contratti longterm in gran parte già finalizzati nel primo semestre.

L’obiettivo è il mantenimento della quota di mercato nei segmenti

• large e
• retail

incrementando il valore della base clienti grazie a:

• sviluppo di offerte commerciali innovative;
• servizi integrati;
• ottimizzazione dei processi commerciali e operativi.

Refining & Marketing

Margine di raffinazione

Confermato il target di breakeven a 3 $/barile nel 2018.

Lavorazioni in conto proprio

Sono attese in leggero calo a causa

• dell’indisponibilità di alcuni impianti presso la raffineria Sannazzaro
• della fermata di Taranto,

in parte compensato da

• maggiori volumi a Livorno e Milazzo.

In un contesto di pressione competitiva, il Gruppo prevede di:

• mantenere i volumi venduti di prodotti petroliferi rete
• mantenere la quota di mercato in Italia, facendo leva sulla differenziazione dell’offerta e sull’innovazione.
• una leggera crescita Idei volumi n Europa a perimetro omogeneo

Chimica

Volumi di vendita

Sono previsti in leggero aumento grazie alla maggiore disponibilità da produzione.

Margini

Ci si attende una flessione nel cracker e nel polietilene

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

eni spa