<Eni bilancio 2015
Attività
Eni opera nei seguenti settori:
Eni è organizzata 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. Il settore G&P comprende anche l’attività di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in funzione delle esigenze dell’attività di raffinazione dell’Eni e l’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 2015 | Ricavi | EBITDA | EBIT | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Exploration & Production | 21,436 | 31.6% | 8,763 | -315.9% | -139 | 5.0% | ||
| Gas & Power | 52,096 | 76.9% | -894 | 32.2% | -1,256 | 45.3% | ||
| Refining & Marketing | 18,458 | 27.2% | -206 | 7.4% | -552 | 19.9% | ||
| Altro / elisioni | -24,250 | -35.8% | 4,040 | -145.6% | -827 | 29.8% | ||
| Totale | 67,740 | 100% | 11,703 | -422% | -2,774 | 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: 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 enella installazione dele 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. Nel 2013, la produzione di energia elettrica è stata di 23,03 terawattora con un decremento di 2,64 terawattora rispetto al 2012, pari al 10,3%. Al 31 dicembre 2013, la potenza installata in esercizio è di 5,3 gigawatt (5,3 gigawatt al 31 dicembre 2012).
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
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.
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 | 12M 2015 | 12M 2014 | Variazione | |||||
| meur | % | meur | % | meur | % | |||
| Exploration & Production | 21,436 | 31.6% | 28,488 | 30.6% | -7,052 | -24.8% | ||
| Gas & Power | 52,096 | 76.9% | 73,434 | 78.8% | -21,338 | -29.1% | ||
| Refining & Marketing e Chimica | 18,458 | 27.2% | 24,330 | 26.1% | -5,872 | -24.1% | ||
| Altro / elisioni | -24,250 | -35.8% | -33,065 | -35.5% | 8,815 | -26.7% | ||
| Totale | 67,740 | 100% | 93,187 | 100% | -25,447 | -27.3% | ||
Exploration & Production
La tabella seguente, mostra l’evoluzione della produzione nel periodo:
| idrocarburi | migliaia di boe / giorno |
| petrolio | migliaia di barili / giorno |
| Gas naturale | milioni metri cubi / giorno |
| Produzione | Idrocarburi | Petrolio | Gas naturale | |||||
| 12M 2015 | 12M 2014 | 12M 2015 | 12M 2014 | 12M 2015 | 12M 2014 | |||
| Italia | 169 | 179 | 69 | 73 | 16 | 17 | ||
| Resto Europa | 185 | 190 | 85 | 93 | 16 | 15 | ||
| Africa settentrionale | 662 | 567 | 272 | 252 | 61 | 49 | ||
| Africa sub-sahariana | 341 | 325 | 256 | 231 | 13 | 15 | ||
| Kazhakistan | 95 | 88 | 56 | 52 | 6 | 6 | ||
| Resto Asia | 135 | 98 | 78 | 37 | 9 | 9 | ||
| Americhe | 147 | 125 | 87 | 84 | 9 | 6 | ||
| Oceania | 26 | 26 | 5 | 6 | 3 | 3 | ||
| Totale | 1,760 | 1,598 | 908 | 828 | 133 | 120 | ||
Nell’anno la produzione di petrolio è cresciuta a seguito essenzialmente degli start-up e dei ramp-up e delle maggiori produzioni in Libia, Iran e Iraq.
Gas & Powre
Le vendite di gas naturale del 2015 sono state di 90,88 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi) con un incremento dell’1,9% rispetto al 2014 (+1,71 miliardi di metri cubi). In aumento del 12,9% le vendite in Italia (38,44 miliardi di metri cubi) per effetto di maggiori vendite spot e temperature più rigide rispetto al 2014. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati al segmento termoelettrico a causa della competizione da altre fonti (in particolare le rinnovabili) e della debole dinamica della richiesta elettrica nella prima parte dell’anno nonché al segmento industriali a causa della pressione competitiva. Le vendite nei mercati europei di 38,28 miliardi di metri cubi sono diminuite del 9,3%, principalmente in Benelux per minori vendite spot, Germania/Austria per effetto della competizione e della dismissione della partecipazione in GVS nel corso del 2014 e Regno Unito, parzialmente compensati dalle maggiori vendite in Turchia per i maggiori ritiri di Botas. In aumento i ritiri dei long-term buyer di gas (4,61 miliardi di metri cubi; +15%).
Le vendite di energia elettrica sono starte del 34,88 TWh, (+3,9% su base annua).
Refining & Marketing e Chimica
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono state di 26,41 milioni di tonnellate nell’anno. A struttura omogenea, escludendo l’effetto della dismissione della capacità di raffinazione in Repubblica Ceca e della fermata per conversione della raffineria di Gela, le lavorazioni sono aumentate del 15% nel 2015. In Italia la crescita delle lavorazioni (+16,4%) riflette l’opportunità di cogliere l’andamento positivo dei margini di raffinazione. In aumento rispetto al 2014 (anno di avvio in marcia) i volumi di lavorazione di oli vegetali per la produzione di biocarburanti presso la green refinery di Venezia.
Le vendite rete in Italia di sono state di 5,96 milioni di tonnellate evidenziando un calo del 2,9%, concentrate sulla rete autostradale e sulla rete di punti vendita convenzionati, Su base annua la quota di mercato del 24,5% ha registrato un calo di un punto percentuale rispetto al 2014.
Le vendite extrarete in Italia (7,84 milioni di tonnellate nell’anno) sono s cresciute del 3,5% nell’anno. Le maggiori vendite di gasolio sono state interamente compensate dai minori volumi commercializzati di bunker e oli combustibili. Su base annua la quota di mercato risulta essere pari al 27,5%.
Le vendite rete nel resto d’Europa pari a circa 0,68 milioni di tonnellate nel quarto trimestre 2015 (2,93 milioni di tonnellate nel 2015) sono diminuite del 9,3% rispetto al quarto trimestre 2014 (- 4,6% su base annua) per effetto essenzialmente della cessione delle attività in Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania, solo parzialmente compensata dalle maggiori vendite in Svizzera, Austria e Germania.
Analisi della redditività
L’andamento del conto economico consolidato del periodo è sintetizzato nel seguente prospetto:
| Conto economico | 12M 2015 | 12M 2014 | Variazione | ||||||
| meur | % ricavi | meur | % ricavi | meur | % | ||||
| Totale ricavi | 68,945 | 101.8% | 94,226 | 101.1% | -25,281 | -26.8% | |||
| Ricavi caratteristici | 67,740 | 100.0% | 93,187 | 100.0% | -25,447 | -27.3% | |||
| Altri ricavi | 1,205 | 1.8% | 1,039 | 1.1% | 166 | 16.0% | |||
| Costi operativi | -57,243 | -84.5% | -76,494 | -82.1% | 19,251 | -25.2% | |||
| Acquisti, servizi e costi diversi | -53,977 | -79.7% | -74,067 | -79.5% | 20,090 | -27.1% | |||
| Costo del lavoro | -2,780 | -4.1% | -2,572 | -2.8% | -208 | 8.1% | |||
| Altri coti operativi | -486 | -0.7% | 145 | 0.2% | -631 | -435.2% | |||
| EBITDA | 11,702 | 17.3% | 17,732 | 19.0% | -6,030 | -34.0% | |||
| Ammortamenti e svalutazioni | -14,477 | -21.4% | -10,147 | -10.9% | -4,330 | 42.7% | |||
| EBIT | -2,775 | -4.1% | 7,585 | 8.1% | -10,360 | -136.6% | |||
| Gestione finanziaria | -1,372 | -2.0% | -712 | -0.8% | -660 | 92.7% | |||
| Discontined operations | -2,078 | -3.1% | 658 | 0.7% | |||||
| Imposte sul reddito | -3,191 | -4.7% | -6,681 | -7.2% | 3,490 | -52.2% | |||
| Utle netto | -9,416 | -13.9% | 850 | 0.9% | -10,266 | -1207.8% | |||
Più in dettaglio l’EBITDA è stato così generato dalle business units del Gruppo:
| EBITDA | 12M 2015 | 12M 2014 | Variazione | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Exploration & Production | 8,763 | 74.9% | 19,239 | 108.5% | -10,476 | -54.5% | |||
| % ricavi | 40.9% | 67.5% | |||||||
| Gas & Power | -894 | -7.6% | 399 | 2.3% | -1,293 | -324.1% | |||
| % ricavi | -1.7% | 0.5% | |||||||
| Refining & Marketing e Chimica | -206 | -1.8% | -1,825 | -10.3% | 1,619 | -88.7% | |||
| % ricavi | -1.1% | -7.5% | |||||||
| Altro | 4,040 | 34.5% | -81 | -0.5% | 4,121 | -5087.7% | |||
| Totale | 11,703 | 100% | 17,732 | 100% | -6,029 | -34% | |||
| % ricavi | 17.3% | 19.0% | |||||||
Analogamente la ripartizione dell’EBIT è indicata nella tabella sottostante:
| EBIT | 12M 2015 | 12M 2014 | Variazione | ||||||
| meur | % | meur | % | meur | % | ||||
| Exploration & Production | -139 | 5.0% | 10,766 | 141.9% | -10,905 | -101.3% | |||
| % ricavi | -0.6% | 37.8% | |||||||
| Gas & Power | -1,256 | 45.3% | 64 | 0.8% | -1,320 | n.s. | |||
| % ricavi | -2.4% | 0.1% | |||||||
| Refining & Marketing e Chimica | -552 | 19.9% | -2,107 | -27.8% | 1,555 | -73.8% | |||
| % ricavi | -3.0% | -8.7% | |||||||
| Altro / elisioni | -827 | 29.8% | -1,138 | -15.0% | 311 | -27.3% | |||
| Totale | -2,774 | 100% | 7,585 | 100% | -10,359 | -137% | |||
| % ricavi | -4.1% | 8.1% | |||||||
Exploration & Production
L’EBIT è stato riduzione per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gasin relazione all’andamento del marker Brent (-42,7% nell’ultimo trimestre ) e alla debolezza dei prezzi del gas in Europa e Stati Uniti. Tali effetti sono stati solo in parte compensati dall’effetto cambio, dalla maggiore produzione venduta, da recuperi di efficienza (minori opex) e dai minori costi per attività esplorativa.
Gas & Power
La variazione dell’EBIT riflette i maggiori proventi una tantum connessi alle rinegoziazioni rilevati nel quarto trimestre 2014 oltre che all’esito sfavorevole di un contenzioso commerciale nel quarto trimestre 2015.
Refining & Marketing e Chimica
La crescita del risultato operativo è dovuta al miglioramento dello scenario dei margini di raffinazione e alle iniziative di efficienza e di ottimizzazione dell’assetto delle raffinerie che hanno consentito di ridurre il margine di break-even della raffinazione a circa 5 $/barile e di anticiparne al 2015 il pareggio economico previsto al 2017 nel Piano Strategico 2015-2018.
Struttura finanziaria
Lo stato patrimoniale consolidato al 31 dicembre 2015 può essere così rappresentato:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 94,504.0 | 70.2% | Fondi permanenti | 105,130.0 | 78.1% | |
| Mezzi propri | 53,632.0 | 39.9% | ||||
| Passività non correnti | 51,498.0 | 38.3% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 40,052.0 | 29.8% | Passività a breve | 29,426.0 | 21.9% | |
| Totale Attivo | 134,556.0 | 100.0% | Totale passività | 134,556.0 | 100.0% |
Analogamente al 31 dicembre 2014 lo stato patrimoniale era così composto:
| ATTIVO | meur | % | PASSIVO | meur | % | |
| Totale immobilizzazioni | 91,800.0 | 62.8% | Fondi permanenti | 109,033.0 | 74.6% | |
| Mezzi propri | 62,209.0 | 42.5% | ||||
| Passività non correnti | 46,824.0 | 32.0% | ||||
| Attivi correnti e finanziari | 54,407.0 | 37.2% | Passività a breve | 37,174.0 | 25.4% | |
| Totale Attivo | 146,207.0 | 100.0% | Totale passività | 146,207.0 | 100.0% |
Al 31 dicembre 2015 l’indebitamento finanziario netto del Gruppo era pari a meur 18.414 (meur 13.685
al 31 dicembre 2014)
Outlook
l quadro macroeconomico globale per il 2016 evidenzia rischi e incertezze a causa del rallentamento dell’attività produttiva in Cina, nell’Eurozona e nei paesi esportatori di commodity. Il prezzo del petrolio dopo aver toccato i valori minimi degli ultimi tredici anni sotto i 30 $/barile è previsto proseguire in un trend debole a causa degli squilibri strutturali del mercato gravato dalla sovrapproduzione e dalle incertezze sulle prospettive di crescita a medio lungo termine della domanda energetica.
Al fine di contrastare la penalizzazione del risultato operativo e del flusso di cassa atteso della Exploration & Production, il management ha pianificato misure incisive di ottimizzazione degli investimenti e contenimento dei costi operativi facendo leva sulla pressione deflazionistica indotta dal calo del prezzo della commodity. Nel settore Gas & Power il quadro competitivo si conferma sfidante a causa della debolezza della domanda energetica europea e dell’eccesso d’offerta. Il management intende proseguire la strategia di rinegoziazione dei contratti long-term per allineare le condizioni di fornitura all’evoluzione del mercato nonché massimizzare la redditività nei segmenti high-value (GNL, gas retail e trading).
Nel settore Refining & Marketing lo scenario del margine di raffinazione è previsto in flessione rispetto al 2015, pur attestandosi su un livello remunerativo. In tale contesto le azioni di business si focalizzeranno sulla ottimizzazione dei processi e dei costi di raffineria e sull’incremento della redditività delle attività di marketing.
Di seguito le previsioni del management per il 2016 su produzioni e vendite:
- produzione di idrocarburi: la produzione d’idrocarburi è prevista stabile sul livello medio 2015 per effetto degli avvii di nuovi giacimenti, in particolare in Norvegia, Egitto, Angola, Kazakhstan e Stati Uniti, e dei ramp-up degli avvii 2015 che assorbiranno i declini delle produzioni mature;
- vendite di gas: in un contesto di crescita debole della domanda e di forte pressione competitiva, le vendite di gas sono previste in leggera flessione 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: le lavorazioni sono previste in linea con il 2015 escludendo l’effetto della cessione della quota di capacità nella raffineria CRC in Repubblica Ceca completata il 30 aprile 2015;
- vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: in un contesto di debole crescita della domanda e forte pressione competitiva, Eni intende mantenere i volumi e la quota di mercato 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.
- Nel 2016 il management ha pianificato iniziative di riconfigurazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento, selezione dei temi esplorativi e rinegoziazione dei contratti per la fornitura di beni d’investimento con conseguente riduzione attesa dello spending (-20%) a parità di cambio vs. 2015 in risposta al trend ribassista del prezzo del petrolio; tali azioni avranno un impatto nel complesso limitato sui piani di crescita delle produzioni a breve e medio termine. Il management prevede che allo scenario di 50 $/barile gli investimenti tecnici saranno finanziati al 100% con il flusso di cassa operativo. I costi operativi per boe sono previsti in riduzione dell’11% rispetto al 2015.
Fattori sensibili / di rischio
Nel report semestrale 2014 Eni identifica i seguenti elementi che possono influenzare l’andamento dei risultati:
- rischio Paese
- attività di ricerca e produzione di idrocarburi
- ambiente e sicurezza
- quadro competitivo del settore europeo del gas
- ciclicità del settore oil&gas
- procedimenti legali e indagini anticorruzione
