Eni analisi dati bilancio semestrale

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’attivtà 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 2015	Ricavi			EBITDA			EBIT
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	11,412	24.8%		7,462	383.7%		2,769	142.4%
Gas & Power	30,636	66.6%		389	20.0%		213	11.0%
Refining & Marketing	12,051	26.2%		444	22.8%		219	11.3%
Ingegneria e costruzioni	5,373	11.7%		-406	-20.9%		-788	-40.5%
Altro / elisioni	-13,493	-29.3%		-93	-4.8%		-468	-24.1%
Totale	45,979	100%		7,796	401%		1,945	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.

Contesto del settore

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.

Attività del settore

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

Produzione di energia elettrica

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).

Trasporto di gas

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

Petrolio

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
• 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).

Semilavorati

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

Obiettivi

Il piano strategico 2015-18 presentato a marzo 2015, porta al completamento del processo di trasformazione di Eni iniziato nel 2014, che permetterà al Gruppo di raggiunger ei seguenti obiettivi:

• forte generazione di cassa e creazione di valore,
• sostenibile remunerazione degli azionisti e
• solidità finanziaria, anche in uno scenario di prezzi bassi.

Questo processo di trasformazione si inquadra in uno scenario globale radicalmente diverso da quello previsto nel piano precedente, con un prezzo del Brent stimato ora a 55$/b nel 2015, e previsto in graduale crescita fino a 90$/b nel 2018.

Azioni

In questo scenario la società ritiene necessario mettere in atto alcuni rilevanti sforzi aggiuntivi;

• assicurare un continuo rafforzamento combinato alla crescita del settore upstream, facendo leva sulla capacità di scoprire nuove e ingenti riserve di idrocarburi e di portare a rapido compimento 70 rilevanti progetti di sviluppo, in gran parte già avviati e ben diversificati geograficamente;
• completare il processo di ristrutturazione in corso nei settori mid-downstream oil & gas, fortemente penalizzati dalla recente crisi europea del mercato del gas e della raffinazione, riportando i business in situazione di pareggio economico in un primo tempo e, successivamente in utile;
• continuare a perseguire in tutti i settori di attività l’ottimizzazione degli investimenti (-17% rispetto al piano precedente) e il contenimento dei costi operativi e di quelli Generali e Amministrativi.

In sintesi, la trasformazione strategica delineata dal piano dovrà dare vita a un Gruppo in grado di affrontare in modo sostenibile anche scenari di prezzo del petrolio in calo, continuando nello stesso tempo a creare valore.

Le azioni sulle singole business units sono le seguenti:

Exploration & Production

L’esplorazione si conferma un importante driver di crescita per la società. Nel corso del Piano Eni si attende nuove scoperte per 2 miliardi di boe al costo competitivo di 2,6 $ al barile. Nei primi due anni l’attività sarà concentrata su bacini con riserve certe (proven) situate vicino a giacimenti già sviluppati così da completare velocemente la valutazione del potenziale minerario e sfruttare tutte le sinergie per le successive attività di sviluppo e messa in produzione.

L’obiettivo di crescita delle produzione di idrocarburi è pari al 3,5% annuo nel periodo 2015-2018 e sarà conseguito principalmente grazie all’avvio di nuovi progetti e al ramp up di quelli già avviati nel 2014, con un contributo totale di oltre 650.000boed al 2018. Tali progetti sono caratterizzati da un breakeven medio di 45$/b e genereranno un flusso di cassa operativo addizionale cumulato di 19 miliardi di euro nel periodo 2015-18.

Gas & Power

La ristrutturazione di Gas & Power, che ha visto una notevole accelerazione nel 2014, verrà completata negli anni di piano e prevede:

• il completo allineamento dei costi di approvvigionamento del gas ai prezzi di mercato e il sostanziale recupero dei volumi take or pay già pagati entro il 2016;
• la semplificazione della struttura operativa e l’ottimizzazione dei costi di logistica con un risparmio di 300 milioni entro il 2018;
• lo sviluppo e la crescita nei segmenti ad alto valore, in particolare il retail, il trading e la commercializzazione di gas liquefatto. Il flusso di cassa operativo cumulato previsto per il periodo 2015-18 sarà pari a 3 milardi di euro.

Refining & Marketing

Per far fronte a uno scenario della raffinazione che si prevede strutturalmente debole nei prossimi 4 anni, Eni completerà il processo di trasformazione del segmento R&M, portando al break-even già dal 2015 il flusso di cassa operativo e l’EBIT adjusted, attraverso:

• il completamento del processo di razionalizzazione e riconversione degli impianti in Italia e all’estero con un ulteriore riduzione del 20% della capacità di raffinazione che si aggiungerà al 30% già conseguito;
• il continuo miglioramento dell’efficienza;
• lo sviluppo dell’attività di marketing e la razionalizzazione del portafoglio di attività in Italia e all’estero.

Complessivamente le azioni programmate consentiranno di ridurre il margine di breakeven adjusted nella raffinazione a circa 3$/b a fine piano e di conseguire un flusso di cassa operativo complessivo delle attività R&M nel periodo 2015-18 pari a oltre 1,5 miliardi di euro.

Chimica

Eni conferma l’obiettivo di portare a pareggio l’Ebit adjusted nel 2016 facendo leva su:

• la riconversione dei siti critici;
• la rifocalizzazione su produzioni a più alto valore aggiunto e sullo sviluppo della chimica “verde”;
• l’internazionalizzazione del business anche grazie ad alleanze strategiche.

Analisi dei ricavi

I risultati del secondo trimestre e del primo semestre 2015 hanno beneficiato del deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro (-19,4% e –18,5% rispettivamente nei due periodi di confronto).

Ricavi	6M 2015			6M 2014			Variazione
	meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production	11,412	24.8%		14,802	26.2%		-3,390	-22.9%
Gas & Power	30,636	66.6%		37,941	67.1%		-7,305	-19.3%
Refining & Marketing e Chimica	12,051	26.2%		14,455	25.6%		-2,404	-16.6%
Ingegneria e costruzioni	5,373	11.7%		5,966	10.5%		-593	-9.9%
Altro / elisioni	-13,493	-29.3%		-16,608	-29.4%		3,115	-18.8%
Totale	45,979	100%		56,556	100%		-10,577	-18.7%

I principali eventi operativi del periodo sono i seguenti:

• avvii/ramp-up di giacimenti hanno contribuito 105 mila boe/giorno alle produzioni del semestre principalmente in Angola (West Hub e Kizomba Satelliti fase 2), Congo (Nené Marine) e USA (Hadrian South e Lucius);
• avvio (a luglio) deil giacimento giant a gas Perla nell’offshore del Venezuela, con un time to market al top del settore;
• conferma del prossimo avvio del giacimento a olio Goliat nella sezione norvegese del mare di Barents;
• nel semestre accertate risorse esplorative per 300 milioni di boe al costo unitario di 1,7 $/boe;
• firma di accordi in Egitto per nuovi progetti di sviluppo oil&gas e la revisione di alcuni contratti petroliferi esistenti;
• firma di accordi per la vendita di GNL del progetto offshore Jangkrik in Indonesia con avvio nel 2017.

Exploration & production

L’evoluzione del settore è riassunte nella tabella seguente

Produzione	Idrocarburi			Petrolio			Gas naturale
	6M 2015	6M 2014		6M 2015	6M 2014		6M 2015	6M 2014
Italia	169	180		69	73		16	17
Resto Europa	184	193		86	95		15	15
Africa settentrionale	659	546		268	241		61	48
Africa sub-sahariana	343	322		256	229		14	14
Kazhakistan	99	96		58	56		6	6
Resto Asia	111	100		52	36		9	10
Americhe	134	119		87	80		7	6
Oceania	27	27		6	7		3	3
Totale	1,726	1,583		882	817		131	119

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

Gas&Power

Le vendite di gas naturale del primo semestre 2015 sono state di 48,01 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi, la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity e le vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico) con una crescita di 2,16 miliardi di metri cubi rispetto al periodo di confronto, pari al 4,7%.

Italia

In aumento le vendite in Italia (21,11 miliardi di metri cubi) per effetto principalmente delle maggiori vendite all’hub (PSV) e al segmento civile per l’effetto di temperature più rigide rispetto al primo semestre 2014.

Tali effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati al segmento termoelettrico per effetto dell’ulteriore deterioramento delle condizioni nel mercato di riferimento per incremento dell’utilizzo delle fonti idroelettriche e rinnovabili e contrazione della richiesta, registrati principalmente nella prima parte dell’anno.

Europa

Le vendite sui mercati europei di 20,21 miliardi di metri cubi sono diminuite del 4,4%, principalmente in Germania/Austria per effetto della sopracitata dismissione e Regno Unito per minori vendite spot, parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati in Francia per maggiori vendite spot e Turchia per effetto dei maggiori ritiri di Botas.

energia elettrica

Le vendite di energia elettrica di 8,35 TWh nel secondo trimestre 2015 sono in aumento del 7,7% rispetto al corrispondente periodo del 2014 (16,82 Twh, +5,1% nel semestre) per effetto principalmente dei maggiori volumi commercializzati sulla borsa elettrica.

Refining & Marketing e Chimica

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio sono state di 13,50 milioni di tonnellate con una crescita del 15,5% rispetto al semestre 2014. In Italia la crescita dei volumi processati (+22,2%) riflette l’opportunità di cogliere l’andamento positivo dello scenario,

In aumento rispetto al 2014 (anno di avvio in marcia) i volumi di green feedstock processati presso Venezia. All’estero le lavorazioni in conto proprio sono diminuite del 10,3% a causa della dismissione della partecipazione in Repubblica Ceca; in lieve aumento le lavorazioni in Germania.

Vendite rete Italia

Le vendite rete in Italia di 2,85 milioni di tonnellate sono diminuite di circa 200 mila tonnellate (-6,6%) per effetto della pressione competitiva. La quota di mercato del trimestre si è attestata al 24,3% nel secondo trimestre 2015, in diminuzione di 1,9 punti percentuali rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (26,2%).

Vendite extra rete Italia

Le vendite extrarete in Italia (23,72 milioni di tonnellate su base semestrale) hanno registrato un aumento di circa il 7,2% con incrementi principalmente nelle vendite di gasolio e bunkeraggi anche per effetto della crescita dei consumi, parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati di prodotti secondari e lubrificanti.

La quota di mercato extrarete media nel secondo trimestre si attesta al 27,1% (26,2% nel trimestre 2014).

Vendite rete Europa

Le vendite rete nel resto d’Europa pari a circa 1,48 milioni di tonnellate sono sostanzialmente in linea rispetto al periodo di confronto. Le maggiori vendite in Germania, Svizzera e Austria sono state compensate dalla flessione dei volumi registrata nei mercati dell’Est Europa principalmente a seguito della cessione delle attività in Romania.

Vendite rete Europa

Le vendite extrarete nel resto d’Europa pari a circa 2,06 milioni di tonnellate nel semestre sono in calo del -5,5% principalmente in Repubblica Ceca per effetto della dismissione degli asset produttivi.

Le produzioni di prodotti petrolchimici di 1,33 milioni di tonnellate (2,76 milioni di tonnellate nel semestre; -1,6%) sono in leggero calo (-2,4%)

Analisi della redditività

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

Conto economico		6M 2015			6M 2014			Variazione
		meur	% ricavi		meur	% ricavi		meur	%
Totale ricavi		46,660	101.5%		56,748	100.3%		-10,088	-17.8%
Ricavi caratteristici		45,979	100.0%		56,556	100.0%		-10,577	-18.7%
Altri ricavi		681	1.5%		192	0.3%		489	254.7%
Costi operativi		-38,864	-84.5%		-45,659	-80.7%		6,795	-14.9%
Acquisti, servizi e costi diversi		-35,752	-77.8%		-43,346	-76.6%		7,594	-17.5%
Costo del lavoro		-2,814	-6.1%		-2,716	-4.8%		-98	3.6%
Altri coti operativi		-298	-0.6%		403	0.7%		-701	-173.9%
EBITDA		7,796	17.0%		11,089	19.6%		-3,293	-29.7%
Ammortamenti e svalutazioni		-5,851	-12.7%		-5,188	-9.2%		-663	12.8%
EBIT		1,945	4.2%		5,901	10.4%		-3,956	-67.0%
Gestione finanziaria		-128	-0.3%		128	0.2%		-256	-200.0%
Imposte sul reddito		-1,760	-3.8%		-4,111	-7.3%		2,351	-57.2%
Utile netto		57	0.1%		1,918	3.4%		-1,861	-97.0%

La performance operativa è stata penalizzata dal crollo delle quotazioni del petrolio che ha determinato la contrazione dei ricavi del settore E&P nonché dal peggioramento dei risultati di Saipem in considerazione del debole scenario del settore petrolifero.

Tali driver sono stati parzialmente compensati da:

• crescita delle produzioni, dal deprezzamento dell’euro rispetto al dollaro
• miglioramento dei risultati dei business raffinazione e chimica grazie alle azioni di efficienza e ottimizzazione che unite alla ripresa dei margini hanno consentito il ritorno alla redditività.

Analisi dell’EBITDA

Il contributo di ciascun settore all’EBITDA consolidato e la sua evoluzione è i dicato nella tabella sottostante;

EBITDA		6M 2015			6M 2014			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		7,462	95.7%		10,295	92.8%		-2,833	-27.5%
% ricavi		65.4%			69.6%
Gas & Power		389	5.0%		756	6.8%		-367	-48.5%
% ricavi		1.3%			2.0%
Refining & Marketing e Chimica		444	5.7%		-659	-5.9%		1,103	-167.4%
% ricavi		3.7%			-4.6%
Ingegneria & Costruzioni		-406	-5.2%		653	5.9%		-1,059	-162.2%
% ricavi		-7.6%			10.9%
Altro		-93	-1.2%		44	0.4%		-137	-311.4%
Totale		7,796	100%		11,089	100%		-3,293	-30%
% ricavi		17.0%			19.6%

Analisi dell’EBIT

Analogamente l’andamento dell’EBIT è il seguente:

EBIT		6M 2015			6M 2014			Variazione
		meur	%		meur	%		meur	%
Exploration & Production		2,769	142.4%		6,221	105.4%		-3,452	-55.5%
% ricavi		24.3%			42.0%
Gas & Power		213	11.0%		592	10.0%		-379	-64.0%
% ricavi		0.7%			1.6%
Refining & Marketing e Chimica		219	11.3%		-848	-14.4%		1,067	-125.8%
% ricavi		1.8%			-5.9%
Ingegneria & Costruzioni		-788	-40.5%		291	4.9%		-1,079	-370.8%
% ricavi		-14.7%			4.9%
Altro / elisioni		-468	-24.1%		-355	-6.0%		-113	31.8%
Totale		1,945	100%		5,901	100%		-3,956	-67%
% ricavi		4.2%			10.4%

Struttura finanziaria

Lo stato patrimoniale consolidato al 30 giugno 2015 può essere così rappresentato:

ATTIVO	meur	%		PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	97,016.0	65.4%		Fondi permanenti	110,263.0	74.3%
				Mezzi propri	63,872.0	43.0%
				Passività non correnti	46,391.0	31.3%
Attivi correnti e finanziari	51,353.0	34.6%		Passività a breve	38,106.0	25.7%
Totale Attivo	148,369.0	100.0%		Totale passività	148,369.0	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 30 giugno l’indebitamento finanziario netto era di eur 16,5 miliardi.

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

Outlook

Contesto generale

L’outlook 2015 è caratterizzato daa un moderato rafforzamento della crescita economica globale trainata dagli Stati Uniti. Rimangono i rischi relativi alla solidità della ripresa nell’area euro, all’entità del rallentamento di Cina e di altre economie emergenti e alla stabilità finanziaria. Il prezzo del petrolio è previsto in significativo ridimensionamento rispetto al 2014 a causa dell’eccesso di offerta.

Exploration & Production

Il management ha definito iniziative di efficienza e ottimizzazione degli investimenti e dei costi operativi mantenendo un solido focus sull’esecuzione e time-to-market dei progetti per attenuare l’effetto negativo della caduta del prezzo.

Altri settori

Negli altri settori prevalentemente influenzati dal quadro economico europeo, il management prevede uno scenario sfidante a causa di elementi di criticità strutturale dovuti alla debolezza della domanda di commodity, eccesso di offerta/capacità e pressione competitiva.

Il calo del prezzo del petrolio potrà attenuare tali fattori. Il recupero della redditività in questi settori farà leva sulla rinegoziazione dei contratti gas, sulla ristrutturazione/riconversione della capacità produttiva legata al ciclo petrolifero e sulle azioni di riduzione dei costi e di ottimizzazione dei margini.

Gruppo ENI

Di seguito le previsioni del management sulle principali metriche dei business Eni:

Produzione di idrocarburi

E’ prevista una solida crescita rispetto al 2014 di oltre il 7% grazie agli avvii e ai ramp-up di giacimenti avviati nel 2014, principalmente in Venezuela, Norvegia, Stati Uniti, Angola e Congo e ai maggiori volumi attesi in Libia;

Vendite di gas

Sono previste stabili rispetto al 2014 escludendo l’effetto della cessione degli asset in Germania e a parità di condizioni climatiche. Il management intende puntare sull’innovazione commerciale nel segmento grandi clienti e in quello retail per contrastare la pressione competitiva;

Lavorazioni in conto proprio

Escludendo l’effetto della cessione della quota di capacità nell’Est Europa, sono previste in aumento per cogliere le opportunità di breve termine dello scenario, nonché per effetto della migliore performance attesa dell’impianto di conversione EST presso Sannazzaro e di minori fermate. In aumento le produzioni di biocarburanti del sito di Venezia;

Vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa

Sono previste in leggera flessione in Italia in un quadro di domanda debole e forte pressione competitiva con una migliore performance della rete di proprietà. Stabili all’ estero escludendo l’effetto della cessione delle reti in Est Europa.

Investimenti

Nel 2015 il management ha previsto iniziative di ottimizzazione e riprogrammazione dei progetti d’investimento con conseguente riduzione dello spending a parità di cambio rispetto al 2014.

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.

Leverage

Il management prevede che per effetto della gestione industriale e di portafoglio il leverage a fine esercizio rimarrà entro il limite di 0,30.

Eni analisi dati bilancio semestrale