Eni
Attività
Eni è un gruppo energetico che opera nelle seguenti aree di business:
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
- 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 che 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:
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)
Il business di riferimento
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 le risorse fossili contenute nel sottosuolo.
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
La 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
La business unit svolge le seguenti attività
Approvvigionamento e Commercializzazione
La divisione si occupa dell’acquisto di petrolio dal settore Exploration & Production, dal mercato spot e dai Paesi produttori con contratti a termine.
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.
Logistica
Si tratta dello stoccaggio e trasporto di prodotti petroliferi tramite una struttura logistica integrata composta da una rete di oleodotti e da un sistema di 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
Il Gruppo dispone di una rete di oltre 4.000 stazioni in Italia e di oltre 1.500 stazioni nel resto d’Europa.
Business extrarete
Il Gruppo commercializza i seguenti prodotti:
- carburanti e combustibili: nel mercato extraretei 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)
- 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
Gli avvenimenti legati alla pandemia di Covid-19 hanno confermato la necessità di accelerare il percorso per creare un Gruppo più sostenibile che porterà a una significativa riduzione dell’impronta carbonica.
Pertanto, in uno scenario in cui il management ipotizza il Brent a usd/barile 40 per quest’anno, in crescita a usd/barile 60 nel 2023, il Gruppo ha rivisto il proprio Piano d’azione 2020-23
Mantenimento di una rigorosa disciplina del capitale
Rispetto al Piano originario, il nuovo Piano prevede:
- una riduzione di quasi eur 6 miliardi nell’Upstream;
- al contrario, nelle attività Green, gli investimenti cresceranno di eur 0,8 miliardi e saranno principalmente dedicati alla Bio-Raffinazione, alle Rinnovabili e a un’espansione del settore retail.
Complessivamente, nel piano, gli investimenti green costituiranno il 17% del totale (verso il 12% originario), raggiungendo il 26% nel 2023 (contro il 20% inizialmente previsti).
Upstream
La produzione 2020 è confermata nel range 1,71-1,76 milioni di barili equivalenti di petrolio al giorno (inclusi tagli OPEC+). Il CAGR 2019-2023 sarà nell’ordine del 2%. Con uno scenario più forte del previsto nel 2021, il Gruppo avrà la flessibilità necessaria per riattivare alcune iniziative di ottimizzazione della produzione.
l target dell’esplorazione è di 2 Mld di barili di nuove scoperte nel Piano, con un costo unitario di usd/barile 1,6. Nella ricerca esplorativa nessuna attività è stata cancellata ma è stato rifasato il 50% degli investimenti previsti per il 2020. Parte dei pozzi posticipati nel 2020 verranno perforati nel 2021.
Crescita dei prodotti decarbonizzati
Per quanto riguarda il mid-downstream, è stato confermato lo sviluppo delle attività decarbonizzate, ulteriormente accelerato dall’aumento degli investimenti green, dedicati principalmente alla Bio-Raffinazione, alle Rinnovabili e all’espansione nel Retail.
Organizzazione
In linea con la strategia di coniugare la sostenibilità economico finanziaria con quella ambientale, a giugno abbiamo annunciato la nuova organizzazione, che vedrà la creazione di due nuove divisioni integrate.
Natural Resource
La business units svilupperà in modo sostenibile il portafoglio upstream Oil & Gas, promuovendo l’efficienza energetica e la cattura della CO2.
Energy Evolution
La divisione supporterà l’evoluzione dei business della generazione di energia elettrica, trasformazione e vendita di prodotti da fossili a bio, blue e green.
Le due Direzioni saranno supportate da una nuova unità Technology, R&D, Digital.
La nuova organizzazione consentirà di mettere a punto un portafoglio più equilibrato, riducendo l’esposizione alla volatilità dei prezzi degli idrocarburi e permettendo così a Eni di affermarsi come leader nel processo di decarbonizzazione.
Analisi dei ricavi
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
I ricavi complessivi riflettono gli effetti indotti della pandemia di COVID-19 in particolare: il crollo delle quotazioni del petrolio e del gas in tutte le aree geografiche
Produzione
La produzione che ha generato i suddetti ricavi è indicata nei paragrafi sottostanti
Exploration & Production
Il settore E&P ha subito una contrazione sia dei volumi che dei prezzi:
Idrocarburi
La variazione è spiegata dagli effetti del COVID-19 e dai correlati tagli produttivi dell’OPEC+ e riduzione della domanda gas (principalmente Egitto).
Petrolio
La crescita produttiva in Kazakhstan e il ramp-up produttivo in Messico sono stati compensati dalla riduzione in Libia e dal declino dei giacimenti maturi.
Gas naturale
La minore produzione in Libia e la ridotta domanda gas in alcuni mercati regionali (in particolare in Egitto) e GNL sono state parzialmente compensate dalla crescita in Nigeria e Kazakhstan.
Gas & Power
Il settore ha registrato una diminuzione delle vendite sia di gas che si energia elettrica;
Gas naturale
Il calo è principalmente imputabile alle minori vendite stagionali e al rallentamento dell’attività economica indotto dalle misure di contenimento in seguito alla diffusione del COVID-19.
Italia
Le vendite sono diminuite dell’11,5% a mmc 18,10 miliardi per effetto dei minori volumi commercializzati su tutti i segmenti, principalmente all’hub, al settore grossisti, industriale e termoelettrico.
Mercati europei
Le vendite (mmc 8,76 miliardi) hanno registrato una riduzione del 26,1% a causa dello scenario di crisi dei consumi,
Energia elettrica
Le vendite sono diminuite a seguito del rallentamento dell’attività economica indotto dalle misure di contenimento della pandemia. In particolare, minori volumi sono stati registrati presso i clienti del mercato libero, in parte compensati dalle maggiori vendite alla borsa elettrica.
Refining & Marketing e Chimica
Infine, anche questo settore ha subito le conseguenze della pandemia:
Le altre vendite in Italia sono diminuite da ton 5,69 milioni a ton 4,68 milioni 8-17,8%).
Vendite rete Europa
Italia
Le vendite, pari a ton 2,01 milioni, sono risultate in contrazione del 29,7% principalmente a causa delle misure restrittive derivanti dalla pandemia.
Altri Paesi
Le vendite sono scese del 20,2% a ton 0,95 milioni
Vendite extrarete Europa
Italia
Le vendite pari a ton 2,67 milioni si sono ridotte del 27,2% per effetto principalmente delle minori vendite di jet fuel, i cui consumi si sono ridotti a causa del lockdown.
Altri Paesi
Le vendite sono rimaste sulle ton 1,16 milioni.
Prodotti petrolchimici
La flessione si riferisce in particolare a intermedi, elastomeri e polietilene, a causa della minore domanda da parte dei principali settori di utilizzo, in particolare l’automotive. Tali trend sono stati attenuati da una maggiore richiesta di stirenici per prodotti per l’emergenza sanitaria e per il settore del packaging.
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
Sui risultati ha inciso
- il crollo della domanda energetica,
- l’abbattimento dei prezzi di idrocarburi,
- le misure restrittive imposte dai adottate Paesi
il tutto dovuto alla pandemia di Covid 19.
EBITDA
L’EBITDA consolidato è stato così generato dalle varie divisioni del Gruppo:
In particolare:
- Il calo dei costi per acquisti e servizi meno proporzionale rispetto ai ricavi
- la stabilità del costo del lavoro
hanno determinato la riduzione della marginalità dal 24,5%al 14,4%
EBIT
Sulla performance hanno anche inciso le svalutazioni di attività non correnti per eur 3,4 miliardi riferite principalmente a asset oil&gas e impianti di raffinazione in seguito alla revisione dello scenario dei prezzi/margini degli idrocarburi per un valore complessivo post-tax di eur 3,6 miliardi comprensivo di svalutazioni di crediti d’imposta. L’adeguamento del valore contabile del magazzino ha inciso per €1 miliardo.
A livello di business units l’andamento è stato il seguente:
Alla determinazione del risultato, gli special item hanno fornito un contributo determinante le seguenti di namiche dei settori
Exploration & Production
Oneri netti di 1,9 miliardi riferiti principalmente a svalutazioni di proprietà oil & gas in produzione/sviluppo (€1.681 milioni) legati allo scenario prezzi di lungo termine degli idrocarburi. Le svalutazioni hanno riguardato principalmente asset in Italia, USA, Algeria, Turkmenistan e Congo. Altri special item del semestre riguardavano le perdite di crediti di prodotto per allineamento ai valori correnti per 134 milioni;
Gas & Power
Oneri netti di 259 milioni, costituiti per 210 milioni dalla: componente valutativa dei derivati su commodity privi dei requisiti per l’hedge accounting;
Refining & Marketing e Chimica
Oneri netti di 1,0 miliardi riferiti principalmente a svalutazioni di impianti di raffinazione (€994 milioni) in funzione della revisione dello scenario margini Il settore ha subito perdite da magazzino per 1,4 miliardi (utile di 444 milioni nell’1H2019).
Gestione finanziaria
Il saldo è peggiorato a causa del risultato delle partecipazioni passato da proventi per 136 milioni a una perdita di 1,4 miliardi.
Riusltato netto
Dopo la riduzione delle imposte da 2,8 miliardi a 1,7 miliardi, il risultato netto è passato da un utile di 1,5 miliardi a una perdita di 7,3 miliardi.
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2020 può essere così rappresentato:
Analogamente al 31 dicembre 2019 lo stato patrimoniale era così composto:
L’evoluzione della posizione finanziaria netta è esposta nello schema sottostante:
Outlook
In occasione della comunicazione dei risultati semestrali, l management ha previsto un rimbalzo della domanda energetica nel 2021.
Data l’elevata volatilità dello scenario e la discontinuità in atto nelle economie mondiali, la revisione dei piani e delle strategie aziendali a breve/medio termine prevede:
- riduzione dei capex 2020 di circa 2,6 miliardi, pari a circa il 35% del budget originario a;5,2 miliardi;
- programmati per il 2020 ulteriori 2,4 miliardi di tagli, pari al 30% di quanto originariamente previsto per lo stesso anno a piano. Manovra capex concentrata quasi interamente nell’upstream;
- produzione 2020 attesa a 1,71-1,76 mboe/g compresi i tagli OPEC+, in linea con quanto precedentemente comunicato,
- riduzione della domanda di gas mondiale (anch’essa in parte collegata alla pandemia) ed estensione della forza maggiore in Libia per tutto il 2020;
- Implementazione di un programma di ottimizzazione costi con risparmi attesi nel 2020 di circa 1,4 miliardi; con analogo ammontare previsto per il 2021
