Eni spa analisi dati bilancio 2017

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:

12M 2017	Ricavi			EBITDA			EBIT
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	19.525	29,2%		14.417	179,7%		7.669	95,6%
Gas & Power	50.622	75,6%		415	5,2%		70	0,9%
Refining & Marketing	22.110	33,0%		1.342	16,7%		982	12,2%
Altro / elisioni	-25.336	-37,9%		-614	-7,7%		-699	-8,7%
Totale	66.921	100%		15.560	194%		8.022	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 principali obiettivi del Piano 2018-21 sono illustrati di seguito,

Upstream

Nell’Exploartion & Production il Gruppo punta ai seguenti target:

• esplorazione: 2 miliardi di barili di olio equivalente di nuove risorse
• produzione: CAGR del 3,5% all’anno; circa +4% nel 2018 rispetto al 2017
• CAPEX cash neutrality: al prezzo del Brent di 40 $/bl
• break-even medio dei nuovi progetti: <30 $/barile
• Free Cash Flow cumulato: eur 22 miliardi

Gas and Power

Crescerà grazie alle seguenti azioni:

• sviluppo accelerato del portafoglio LNG che raggiungerà
  • 12 milioni di tonnellate per anno di volumi contrattualizzati nel 2021
  • 14 milioni entro il 2025,
• miglioramento della redditività del portafoglio gas in Europa;
• •crescita nel settore retail in Europa, che prevede circa 11 milioni di clienti al 2021,(+25% rispetto al 2017.

Queste azioni consentiranno al business

• di rimanere strutturalmente positivo nel futuro,
• conseguire un EBIT di meur 800 nel 2021

• • di cui il 60% riferito al retail
  • in crescita rispetto ai 300 milioni del 2018.

Refining and Marketing

Eni punta a conseguire nel periodo di Piano una forte crescita con

• un EBIT atteso a meur 900 nel 2021 e
• un free cash flow cumulato nel 2018-21 superiore a eur 2 miliardi.

Eni farà leva su:

• ottimizzazione del supply e degli asset nell’attività di raffinazione;
• riavvio dell’impianto EST di Sannazzaro entro la fine del 2018;
• crescita della capacità di raffinazione “green”:
  • la bio-raffineria di Gela sarà operativa entro la fine del 2018
  • la seconda fase di sviluppo di Venezia completata entro il 2021;
• consolidamento nel marketing della posizione in Italia, facendo anche leva su nuove iniziative di mobilità sostenibile.

Chimica

Versalis raggiungerà un EBIT di circa meur 400 nel 2021, attraverso:

• la crescente integrazione ed efficienza, arricchendo il portafoglio produttivo di prodotti differenziati;
• lo sviluppo internazionale
  • rafforzando la propria presenza in Asia,
  • aumentando la presenza commerciale nelle Americhe e in estremo Oriente;
• Il consolidamento della Chimica bio facendo leva su nuove piattaforme industriali da fonti rinnovabili.

New energy solutions

Il nuovo business

• crescerà nel quadriennio grazie all’integrazione con gli asset e le attività esistenti
• sarà in grado di creare nuove opportunità e valore

Questo consentirà di ridurre i costi energetici per gli impianti di produzione, rendendo così disponibile più gas

• per il consumo locale o
• per l’esportazione.

Il rendimento atteso di tali progetti sarà di circa il 10%.

Attraverso

• i progetti in corso e
• quelli già identificati

la nuova capacità energetica aumenterà nei prossimi due anni di circa 400 MW

Nel medio periodo le attese circa la potenza installata da fonti rinnovabili sono:

• 1 Gigawatt al 2021 e
• 5 Gigawatt al 2025

Il CAPEX 2018-21: sarà di meur 1,200

Percorso di decarbonizzazione

In tale ambito l’impegno del Gruppo si orienterà sui seguenti aspetti

• riduzione delle emissioni: indice di intensità emissiva GHG dell’upstream al 2025 in riduzione del 43% rispetto al 2014
• portafoglio oil&gas a basso contenuto di CO2
• sviluppo dei business green: investimenti nel periodo 2018-21 di oltre eur 1,8 miliardi

Strategia finanziaria

Verterà sui seguenti punti

• Disciplina finanziaria
  • CAPEX: <€32 miliardi nel quadriennio, (€7,7 miliardi nel 2018)
  • Break even dei nuovi progetti upstream <30 $/bbl
  • Solida struttura finanziaria: leverage target 0,2-0,25
• Crescita Sostenibile
  • cash neutrality organica post dividendo nel 2018 ridotta a 55 $/barile, rispetto ai 57 $/bbl del 2017
  • cash neutrality organica post dividendo a fine Piano a circa 50 $/barile
• remunerazione degli azionisti
  • proposta di dividendo per il 2018: €0,83 per azione (+3,75% rispetto al 2017) interamente pagato per cassa
  • Politica di distribuzione progressiva basata sulla crescita underlying dei risultati e del free cash flow

Analisi dei ricavi

L’andamento dei ricavi consolidati del periodo è il seguente:

Ricavi	12M 2017			12M 2016			Variazione
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	19.525	29,2%		16.089	28,9%		3.436	21,4%
Gas & Power	50.622	75,6%		40.961	73,5%		9.661	23,6%
Refining & Marketing e Chimica	22.110	33,0%		18.733	33,6%		3.377	18,0%
Altro / elisioni	-25.336	-37,9%		-20.021	-35,9%		-5.315	26,5%
Totale	66.921	100%		55.762	100%		11.159	20,0%

Si illustrano gli highlight che hanno originato i suddetti ricavi

Exploration & Production

I dati relativi alla produzione del settore 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
	12M 2017	12M 2016		12M 2017	12M 2016		12M 2017	12M 2016
Italia	134	133		53	47		12,5	13,3
Resto Europa	189	201		102	109		13,5	14,1
Africa settentrionale	479	458		158	165		49,6	45,2
Egitto	230	185		72	76		24,4	16,9
Africa sub-sahariana	327	333		247	247		12,6	13,2
Kazhakistan	132	111		83	65		7,5	7,2
Resto Asia	116	123		53	78		9,8	7,0
Americhe	99	116		63	69		5,5	7,3
Oceania	22	24		2	3		3,0	3,2
Totale	1.728	1.684		833	859		138,4	127,4

Gas & Power

Relativamente alle vendite di gas naturale la dnamica è stata la seguente:

Gas naturale		12M 2017			12M 2016			Variazione
		mld mc	%		mld mc	%		mld mc	%
Totale vendite Italia		37,43	46,31%		38,43	44,53%		-1,00	-2,6%
Grossisti		8,36	10,34%		7,93	9,19%		0,43	5,4%
PSV e Borsa		10,81	13,37%		12,98	15,04%		-2,17	-16,7%
Industriali		4,42	5,47%		4,54	5,26%		-0,12	-2,6%
PMI e terziario		0,93	1,15%		1,72	1,99%		-0,79	-45,9%
Termoelettrici		2,22	2,75%		0,77	0,89%		1,45	188,3%
Residenziali		4,51	5,58%		4,39	5,09%		0,12	2,7%
Autoconsumi		6,18	7,65%		6,1	7,07%		0,08	1,3%
Vendite internazionali		43,40	53,69%		47,88	55,47%		-4,48	-9,4%
Importazioni in Italia		3,89	4,81%		4,37	5,06%		-0,48	-11,0%
Penisola Iberica		5,06	6,26%		5,28	6,12%		-0,22	-4,2%
Germania / Austria		6,95	8,60%		7,81	9,05%		-0,86	-11,0%
Benelux		5,06	6,26%		7,03	8,15%		-1,97	-28,0%
Ungheria		0	0,00%		0,93	1,08%		-0,93	-100,0%
UK		2,21	2,73%		2,01	2,33%		0,20	10,0%
Turchia		8,03	9,93%		6,55	7,59%		1,48	22,6%
Francia		6,38	7,89%		7,42	8,60%		-1,04	-14,0%
Altri Paesi europei		0,65	0,80%		1,03	1,19%		-0,38	-36,9%
Mercati extraeuropei		5,17	6,40%		5,45	6,31%		-0,28	-5,1%
Totale vendite gas naturale		80,83	100,00%		86,31	100,00%		-5,48	-6,3%

Gli approvvigionamenti del medesimo sono così variati nel periodo:

Gas naturale – approvvigionamenti		12M 2017			12M 2016			Variazione
		mld mc	%		mld mc	%		mld mc	%
Italia		5,05	6,2%		6	7,0%		-0,95	-15,8%
Russia		28,09	34,8%		27,99	32,4%		0,10	0,4%
Algeria		13,18	16,3%		12,9	14,9%		0,28	2,2%
Libia		4,76	5,9%		4,87	5,6%		-0,11	-2,3%
Paesi Bassi		5,2	6,4%		9,6	11,1%		-4,40	-45,8%
Norvegia		7,48	9,3%		8,18	9,5%		-0,70	-8,6%
UK		2,36	2,9%		2,08	2,4%		0,28	13,5%
Ungheria		0,04	0,0%		0,02	0,0%		0,02	100,0%
Qatar		2,36	2,9%		3,28	3,8%		-0,92	-28,0%
Altri acquisti		9,76	12,1%		7,72	8,9%		2,04	26,4%
Prelievi / immissioni da/a stoccaggio		0,31	0,4%		1,4	1,6%		-1,09	-77,9%
Perdite, differenze di misura ecc		-0,45	-0,6%		-0,21	-0,2%		-0,24	114,3%
Disponibilità da società collegate		2,69	3,3%		2,48	2,9%		0,21	8,5%
Totale		80,83	100,0%		86,31	100,0%		-5,48	-6,3%

Analogamente si riporta l’andamento dell’attività di

• approvvigionamento e
• vendita

di energia elettrica.

Energia elettrica		12M 2017			12M 2016			Variazione
		TW/h	%		TW/h	%		TW/h	%
Disponibilità		35,33	100,00%		37,05	100,00%		-1,72	-4,6%
Produzione energia elettrica		22,42	63,46%		21,78	58,79%		0,64	2,9%
Acquisti di energia elettrica		12,91	36,54%		15,27	41,21%		-2,36	-15,5%
Vendite di energia elettrica		35,33	100,00%		37,05	100,00%		-1,72	-4,6%
Mercato libero		26,53	75,09%		27,49	74,20%		-0,96	-3,5%
Borsa elettrica		5,21	14,75%		5,64	15,22%		-0,43	-7,6%
Siti		3,01	8,52%		3,11	8,39%		-0,10	-3,2%
Altro		0,58	1,64%		0,81	2,19%		-0,23	-28,4%

Refining & Marketing

L’attività del periodo è riassunta nel prospetto sottostante

Raffinazione		12M 2017			12M 2016			Variazione
		mton	%		mton	%		mton	%
Totale Italia		25,73	75,5%		25,60	76,2%		0,13	0,5%
Lavorazione sulle raffinerie di proprietà		16,03	47,1%		17,37	51,7%		-1,34	-7,7%
Lavorazioni in conto terzi		-0,34	-1,0%		-0,27	-0,8%		-0,07	25,9%
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi		5,46	16,0%		4,51	13,4%		0,95	21,1%
Consumi e perdite		-1,36	-4,0%		-1,53	-4,6%		0,17	-11,1%
Acquisti prodotti finiti / variazione scorte		6,74	19,8%		6,28	18,7%		0,46	7,3%
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero		-0,46	-1,4%		-0,39	-1,2%		-0,07	17,9%
Consumi per produzione di energia elettrica		-0,34	-1,0%		-0,37	-1,1%		0,03	-8,1%
Totale Estero		7,47	21,9%		7,81	23,2%		-0,34	-4,4%
Lavorazioni in conto proprio		2,87	8,4%		2,91	8,7%		-0,04	-1,4%
Consumi e perdite		-0,22	-0,6%		-0,22	-0,7%		0	0,0%
Acquisti prodotti finiti / variazione scorte		4,36	12,8%		4,72	14,0%		-0,36	-7,6%
Prodotti finiti trasferiti al ciclo Italia		0,46	1,4%		0,4	1,2%		0,06	15,0%
Vendite di greggi		0,86	2,5%		0,20	0,6%		0,66	330,0%
Totale		34,06	100,0%		33,61	100,0%		0,45	1,3%

Relativamente all’attività di marketing si riporta l’andamento delle venite di prodotti petroliferi.

Marketing		12M 2017			12M 2016			Variazione
		mton	%		mton	%		mton	%
Vendite in Italia		26	77,5%		26	76,6%		0	0,5%
Rete		6,01	18,1%		5,93	17,7%		0,08	1,3%
Extrarete		7,64	23,0%		8,16	24,4%		-0,52	-6,4%
Petrolchimica		0,86	2,6%		1,02	3,1%		-0,16	-15,7%
Altre vendite		11,22	33,8%		10,49	31,4%		0,73	7,0%
Vendite estero		7	22,5%		8	23,4%		0	-4,4%
Rete europa		2,53	7,6%		2,66	8,0%		-0,13	-4,9%
Estrarete Europa		3,03	9,1%		3,18	9,5%		-0,15	-4,7%
Estrarete extraeuropa		0,45	1,4%		0,43	1,3%		0,02	4,7%
Altre vendite		1,46	4,4%		1,54	4,6%		-0,08	-5,2%
Totale prorptti petroliferi		33,2	100,0%		33,41	100,0%		-0,21	-0,6%

Chimica

Si riportano infine gli highlights operativi della divisione Chimica:

Chimica		12M 2017			12M 2016			Variazione
		mton	%		mton	%		mton	%
Totale disponibilità		3.712	100,0%		3.759	100,0%		-47	-1,3%
Produzione intermedi		3.458	93,2%		3.417	90,9%		41	1,2%
Produzione ipolimeri		2.360	63,6%		2.229	59,3%		131	5,9%
Consumi e perdite		-2.584	-69,6%		-2.166	-57,6%		-418	19,3%
Acquisti e variazione rimanenze		478	12,9%		279	7,4%		199	71,3%
Totae vendite		3.712	100,0%		3.759	100,0%		-47	-1,3%
Vendite intermedi		1.820	49,0%		1.970	52,4%		-150	-7,6%
Vendite polimeri		1.892	51,0%		1.789	47,6%		103	5,8%

 

Analisi della redditività

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

Conto economico		12M 2017			12M 2016			Variazione
		meur	% ricavi		meur	% ricavi		meur	%
Totale ricavi		70.980	106,1%		56.693	101,7%		14.287	25,2%
Ricavi caratteristici		66.921	100,0%		55.762	100,0%		11.159	20,0%
Altri ricavi		4.059	6,1%		931	1,7%		3.128	336,0%
Costi operativi		-55.420	-82,8%		-47.102	-84,5%		-8.318	17,7%
Acquisti, servizi e costi diversi		-52.437	-78,4%		-44.124	-79,1%		-8.313	18,8%
Costo del lavoro		-2.951	-4,4%		-2.994	-5,4%		43	-1,4%
Altri coti operativi		-32	0,0%		16	0,0%		-48	-300,0%
EBITDA		15.560	23,3%		9.591	17,2%		5.969	62,2%
Ammortamenti e svalutazioni		-7.538	-11,3%		-7.434	-13,3%		-104	1,4%
EBIT		8.022	12,0%		2.157	3,9%		5.865	271,9%
Gestione finanziaria		-1.103	-1,6%		-1.265	-2,3%		162	-12,8%
Discontined operations		0	0,0%		-413	-0,7%
Imposte sul reddito		-3.489	-5,2%		-1.936	-3,5%		-1.553	80,2%
Utle netto		3.430	5,1%		-1.457	-2,6%		4.887	-335,4%

Analisi dell’EBITDA

Più in dettaglio l’andamento dell’EBITDA è indicato nella tabella sottostante:

EBITDA		12M 2017			12M 2016			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		14.417	92,7%		9.339	97,4%		5.078	54,4%
% ricavi		73,8%			58,0%
Gas & Power		415	2,7%		-37	-0,4%		452	-1221,6%
% ricavi		0,8%			-0,1%
Refining & Marketing e Chimica		1.342	8,6%		1.112	11,6%		230	20,7%
% ricavi		6,1%			5,9%
Altro		-614	-3,9%		-823	-8,6%		209	-25,4%
Totale		15.560	100%		9.591	100%		5.969	62%

Analisi dell’EBIT

Analogamente si riporta l’evoluzione dell’EBIT

EBIT		12M 2017			12M 2016			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		7.669	95,6%		2.567	119,0%		5.102	198,8%
% ricavi		39,3%			16,0%
Gas & Power		70	0,9%		-391	-18,1%		461	-117,9%
% ricavi		0,1%			-1,0%
Refining & Marketing e Chimica		982	12,2%		723	33,5%		259	35,8%
% ricavi		4,4%			3,9%
Altro / elisioni		-699	-8,7%		-742	-34,4%		43	-5,8%
Totale		8.022	100%		2.157	100%		5.865	272%
% ricavi		12,0%			3,9%

Exploration & Production

L’andamento è positivo per effetto principalmente

• della ripresa dello scenario petrolifero (+24% la quotazione Brent) e
• della crescita produttiva.

Tali fattori sono stati parzialmente compensati

• dal minore apprezzamento dei prezzi di realizzo medi Eni rispetto al Brent,
• dai maggiori ammortamenti determinati dagli avvii e dai ramp-up produttivi.

Gas & Power

Il settore, soprattutto nell’ultimo trimestre beneficia dei seguenti effetti:

• rinegoziazione dei contratti di acquisto long-term, compresa la termination di alcuni,
• minori costi di logistica, n
• buone performance
  • del trading e
  • dei business LNG e
  • del business Power.

Refining & Marketing e Chimica

Refining e Marketing

Si registra miglioramento è dovuto ai benefici delle azioni di riassetto del sistema di raffinazione Eni eseguite negli ultimi anni che hanno consentito di ridurre il margine breakeven 2017 al di sotto dei 4 $/barile, catturando appieno l’upside dello scenario nei primi nove mesi dell’anno.

Positiva anche la performance del business commerciale per effetto delle politiche commerciali che hanno favorito i segmenti premium.

Chimica

Anche la Chimica p in miglioramento per

• i benefici derivanti dalle ristrutturazioni,
• l’ottimizzazione della base impiantistica dei siti core,
• il ribilanciamento del portafoglio prodotti su segmenti a maggiore valore che hanno consentito
  • di catturare il positivo andamento dello scenario e
  • di realizzare recuperi di volume.

 

Struttura finanziaria

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

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	78.595,0	68,3%		Fondi permanenti	90.289,0	78,5%
				Mezzi propri	48.145,0	41,9%
				Passività non correnti	42.144,0	36,6%
Attivi correnti e finanziari	36.436,0	31,7%		Passività a breve	24.742,0	21,5%
Totale Attivo	115.031,0	100,0%		Totale passività	115.031,0	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 31 dicembre 2017 era pari a meur 10,920
• al 31 dicembre 2016 era pari a meurb 14.776.

 

Outlook

i principali driver del 2018 sono di seguito illustrati

Exploration & Production

La produzione di idrocarburi: è attesa in crescita del 3% per effetto

• del ramp-up degli avvii 2017, in particolare in
  • Egitto
  • Angola
  • Indonesia
• degli avvii di fasi satelliti di grandi giacimenti in produzione in
  • Libia
  • Angola
  • Ghana

Gas & Power

Il management prevede il consolidamento dell’utile operativo adjusted a meur 300, grazie a

• nuove azioni ui contratti long-term,
• riduzione costi logistica e
• sinergie da integrazione con upstream nel business GNL.

Refining & Marketing e Chimica

Per fine 2018 è’atteso un margine di raffinazione di breakeven a circa 3 $/barile, Ciò avverrai grazie a nuove ottimizzazioni supply e assetti. Gruppo

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 analisi dati bilancio 2017