Eni analisi bilancio 2014

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)

Attività

Eni opera nei seguenti settori:

Exploration & Production

riguardante le attività di esplorazione, e produzione di idrocarburi, petrolio e gas naturale in tutto il mondo

Gas & Power

riguardante le attività di approvvigionamento, trasporto e vendita di gas naturale e GNL nonché la produzione e vendita di energia elettrica

Refining & Marketing

riguardante la raffinazione e vendite (rete e extrarete) di prodotti petroliferi

Petrolchimica

riguardante la petrolchimica di base e i polimeri

Engeneering & Construction

realizzazioni di impianti per estrazione, pompaggio, trattamento, trasporto ecc per idrocarburi e minerali

La tabella seguente indica :il contributo di ciascuna unità di business ai risultati conseguiti dl Gruppo nel periodo in esam

12M 2014	Ricavi		EBITDA		EBIT
	meur	%	meur	%	meur	%
Exploration & Production	28,488	25.9%	19,239	242.2%	10,766	135.5%
Gas & Power	28,250	25.7%	520	6.5%	186	2.3%
Refining & Marketing	56,294	51.2%	-1,944	-24.5%	-2,227	-28.0%
Chimica	5,284	4.8%	-605	-7.6%	-704	-8.9%
Ingegneria e costruzioni	12,873	11.7%	780	9.8%	43	0.5%
Altro / elisioni	-21,201	-19.3%	1,454	18.3%	-119	-1.5%
Toatle	109,988	100%	19,444	245%	7,945	100%

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

In occasione della presentazione dei risultati del primo semestre 2014 Eni ha comunicato gli obiettivi strategici (confermati o rivisti verso l’alto rispetto a quelli precedenti):

confermato l’obiettivo di crescita della produzione di idrocarburi del 3% medio annuo nell’arco di piano, anche grazie allo sviluppo accelerato di nuove scoperte
Breakeven attività G&P anticipato al 2014 grazie a rinegoziazioni contratti gas e performance trading, GNL e power
cash breakeven attività R&M confermato a fine 2015 malgrado il peggioramento dello scenario, grazie all’ulteriore ottimizzazione della capacità di raffinazione (-50% dal precedente -35%)
incremento valore da dismissioni: €11 mld rispetto al precedente obiettivo di €9mld
programma di riduzione costi, con un risparmio complessivo di €1,7mld al 2017
crescita del flusso di cassa operativo dagli €11mld del 2013 a oltre €15mld in media nel biennio 2014-15 (oltre il 40%)
aumento del 20% del free cash flow medio 2014-2015 rispetto al 2013

In un contesto di mercato europeo in continuo peggioramento, la strategia di Eni è focalizzata sulla generazione di cassa conseguita attraverso la valorizzazione del portafoglio upstream, una più incisiva ristrutturazione delle attività gas e raffinazione e un programma di riduzione dei cost

La generazione di cassa operativa media nel biennio 2014-2015 sarà superiore ai €15 mld, oltre il 40% in più rispetto agli €11 mld del 2013.

Exploration & Production

Facendo leva sui rilevanti successi esplorativi, Eni conferma una crescita della produzione di idrocarburi del 3% annuo nel periodo 2014-2017, a partire dal 2015.

Eni intende massimizzare il valore del portafoglio attraverso le seguenti azioni:

realizzazione tempestiva dei nuovi progetti; nel biennio 2014-2015 Eni completerà 15 progetti che contribuiranno per oltre il 70% delle nuove produzioni attese al 2017;
rapido sviluppo delle recenti scoperte ad olio in Congo, Egitto e Nigeria, che permetteranno di compensare in parte gli impatti dei ritardi di Kashagan e di Angola LNG;
creazione di valore dall’esplorazione, anche attraverso una strategia di partecipazione rilevante e successiva diluizione a valle della scoperta e quindi della valorizzazione dell’asset.

Gas & Power

Grazie al risultato positivo delle rinegoziazioni dei contratti gas di lungo termine e alla performance positiva dei segmenti commerciali, Eni anticiperà al 2014 il breakeven dell’utile operativo e di cassa del settore gas & power, nonostante il deterioramento dello scenario di mercato. Prosegue il riallineamento ai prezzi di mercato del portafoglio di approvvigionamento gas, ad oggi conseguito per il 60%, si conferma l’obiettivo di un completo allineamento entro il 2016. I recenti negoziati consentiranno inoltre di recuperare entro il 2017 i volumi take or pay pre-pagati liberando €1,9 mld di cassa.

Refining & Marketing

In un mercato caratterizzato dal continuo calo dei margini e dall’eccesso di capacità di raffinazione in Europa, Eni incrementa l’obiettivo di riduzione della propria capacità dal 35% a oltre il 50%, conseguibile attraverso la conversione di una parte degli impianti di raffinazione in Italia e all’ulteriore riduzione della presenza nel resto dell’Europa. Questo consente di confermare per il settore Refining&Marketing il breakeven del flusso di cassa operativo a fine 2015 e dell’Ebit al 2016 malgrado il peggioramento dello scenario.

Strategia di Crescita

Eni conferma la propria strategia di crescita e di creazione di valore sostenibile di lungo termine per gli azionisti, la cui attuazione si basa sulle linee guida:

investire nella crescita del business selezionando i progetti;
mantenere una solida struttura finanziaria;
perseguire l’efficienza operativa e nell’impiego del capitale;
gestire i principali rischi aziendali;
utilizzare la leva della ricerca e dell’innovazione;
improntare la gestione del business ai più elevati valori e principi etici;
confermare e consolidare la sostenibilità del modello di business

Analisi dei ricavi

Ricavi

L’andamento dei ricavi del periodo, come da bilancio consolidato 2014, è il seguente:

Ricavi	12M 2014		12M 2013		Variazione
	meur	%	meur	%	meur	%
Exploration & Production	28,488	25.9%	31,264	27.3%	-2,776	-8.9%
Gas & Power	28,250	25.7%	32,212	28.1%	-3,962	-12.3%
Refining & Marketing	56,294	51.2%	57,238	49.9%	-944	-1.6%
Chimica	5,284	4.8%	5,859	5.1%	-575	-9.8%
Ingegneria e costruzioni	12,873	11.7%	11,598	10.1%	1,275	11.0%
Altro / elisioni	-21,201	-19.3%	-23,474	-20.5%	2,273	-9.7%
Totale	109,988	100%	114,697	100%	-4,709	-4.1%

Andamento gestionale

Explortation & Production

Nel corso dell’anno:

sono stati avviati i progetti West Hub in Angola e Nené in Congo con time-to-market al top dell’industria;
sono state effettuate nuove scoperte esplorative in Congo, Angola, Gabon, Indonesia, Ecuador ed Egitto;
sono stati acquisiti nuovi permessi esplorativi nell’offshore di Portogallo, Sud Africa, Regno Unito, Vietnam, Egitto, Cina, Norvegia, Stati Uniti e Myanmar; rinnovata per tre anni la licenza esplorativa del blocco 15/06 in Angola;
Da un punto di vista geografico la produzione del 2014 è stata così dislocata;

Produzione	Idrocarburi		Petrolio		Gas naturale
	12M 2014	12M 2013	12M 2014	12M 2013	12M 2014	12M 2013
Italia	179	186	73	71	17	18
Resto Europa	190	155	93	77	15	12
Africa settentrionale	567	556	252	252	49	47
Africa sub-sahariana	326	332	231	242	15	14
Kazhakistan	88	100	52	61	6	6
Resto Asia	98	144	37	49	9	15
Americhe	125	116	84	71	6	7
Oceania	25	30	6	10	3	3
Totale	1,598	1,619	828	833	120	122

Gas & Power

Le vendite di gas naturale nel 2014 sono state di 89,17 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 flessione di 4 miliardi di metri cubi rispetto al periodo di confronto, pari al 4,3%. In calo le vendite sul mercato domestico (34,04 miliardi di metri cubi; -5,1%). Le minori vendite al mercato industriale, residenziale e termoelettrico per effetto della contrazione della domanda, dello sfavorevole effetto climatico registrato nei mesi invernali, nonché dell’ulteriore deterioramento delle condizioni nel mercato termoelettrico per incremento dell’utilizzo delle fonti idroelettriche e rinnovabili e contrazione della richiesta, sono state parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati sul mercato spot.

Le vendite sui mercati europei di 42,21 miliardi di metri cubi sono diminuite dell’1,1% principalmente in Germania/Austria, Francia e Regno Unito a causa della pressione competitiva, parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati in Benelux e Penisola Iberica.

Refining & Marketing

Su base annua il calo delle lavorazioni (-11,7%) è dovuto principalmente allo scenario sfavorevole registrato nella prima parte dell’esercizio nonché alle fermate dei siti di Gela e Venezia. All’estero le lavorazioni in conto proprio sono aumentate del 6% nell’anno principalmente in Repubblica Ceca per la fermata di Kralupy nel 2013.

Le vendite rete in Italia di 6,14 milioni di tonnellate nell’anno sono diminuite di circa il 7,5%, per effetto della forte pressione competitiva.

Le vendite extrarete in Italia; 7,57 milioni di tonnellate nell’anno hanno registrato un calo di circa il 9,6% con flessioni principalmente nelle vendite di gasolio per riscaldamento e GPL a causa dello sfavorevole effetto climatico, nonché oli combustibili per effetto del calo della domanda, parzialmente compensati dai maggiori volumi commercializzati di bunkeraggi.

Le vendite rete nel resto d’Europa pari a circa 3,07 milioni di tonnellate sono sostanzialmente stabili rispetto al corrispondente periodo di confronto: le maggiori vendite in Germania e Austria sono state bilanciate dai cali registrati in Francia e Repubblica Ceca.

Le vendite extrarete nel resto d’Europa pari a circa 4,60 milioni di tonnellate nell’anno) sono in aumento dell’8,7% principalmente grazie alla crescita in Repubblica Ceca, Ungheria e Penisola Iberica.

Analisi della redditività

I dati del conto economico consolidato 2014 e la loro evoluzione rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente sono sintetizzati nel seguente prospetto:

Conto economico	12M 2014		12M 2013		Variazione
	meur	% ricavi	meur	% ricavi	meur	%
Totale ricavi	111,043	101.0%	116,084	101.2%	-5,041	-4.3%
Ricavi caratteristici	109,988	100.0%	114,697	100.0%	-4,709	-4.1%
Altri ricavi	1,055	1.0%	1,387	1.2%	-332	-23.9%
Costi operativi	-91,599	-83.3%	-95,375	-83.2%	3,776	-4.0%
Acquisti, servizi e costi diversi	-86,409	-78.6%	-90,003	-78.5%	3,594	-4.0%
Costo del lavoro	-5,337	-4.9%	-5,301	-4.6%	-36	0.7%
Altri coti operativi	147	0.1%	-71	-0.1%	218	-307.0%
EBITDA	19,444	17.7%	20,709	18.1%	-1,265	-6.1%
Ammortamenti e svalutazioni	-11,499	-10.5%	-11,821	-10.3%	322	-2.7%
EBIT	7,945	7.2%	8,888	7.7%	-943	-10.6%
Gestione finanziaria	-575	-0.5%	5,076	4.4%	-5,651	-111.3%
Imposte sul reddito	-6,478	-5.9%	-9,005	-7.9%	2,527	-28.1%
Utile netto	892	0.8%	4,959	4.3%	-4,067	-82.0%

Come evidenziato nella tabella sottostante nel 2014 l’EBIT diminuisce principalmente per le seguenti cause:

flessione del risultato E&P per il minore prezzo del petrolio;
maggiori perdite su magazzino del settore refining& marketing (meur 1.6 nel 2014 e meur 0.2 nel 2013) solo parzialmente mitigate da minori svalutazioni.
Questi fenomeni sono stati parzialmente compensati dalle seguenti dinamiche:
i settori mid e downstream (Power & Gas) hanno evidenziato un miglioramento della performance grazie alla rinegoziazione dei contratti gas, al taglio dei costi e alle azioni di ristrutturazione e ottimizzazione;
la controllata Saipem (Ingegneria & Costruzioni) ha registrato un incremento dell’utile operativo per effetto delle perdite straordinarie rilevate nel 2013, in un contesto di mercato che rimane tuttavia sfidante.
La gestione finanziaria peggiora per via dei minori proventi da partecipazioni che passano da meur 6.1 nel 2013 a meur 0.5 nel 2014.

EBIT	12M 2014		12M 2013		Variazione
	meur	%	meur	%	meur	%
Exploration & Production	10,766	135.5%	14,868	167.3%	-4,102	-27.6%
% ricavi	37.8%		47.6%
Gas & Power	186	2.3%	-2,967	-33.4%	3,153	-106.3%
% ricavi	0.7%		-9.2%
Refining & Marketing	-2,227	-28.0%	-1,492	-16.8%	-735	49.3%
% ricavi	-4.0%		-2.6%
Chimica	-704	-8.9%	-725	-8.2%	21	-2.9%
% ricavi	-13.3%		-12.4%
Ingegneria & Costruzioni	43	0.5%	-98	-1.1%	141	-143.9%
% ricavi	0.3%		-0.8%
Altro / elisioni	-119	-1.5%	-698	-7.9%	579	-83.0%
Totale	7,945	*100%*	8,888	*100%*	-943	*-10.6%*
% ricavi	7.2%		7.7%

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

EBITDA	12M 2014		12M 2013		Variazione
	meur	%	meur	%	meur	%
Exploration & Production	19,239	98.9%	22,678	109.5%	-3,439	-15.2%
% ricavi	67.5%		72.5%
Gas & Power	520	2.7%	-2,554	-12.3%	3,074	-120.4%
% ricavi	1.8%		-7.9%
Refining & Marketing	-1,944	-10.0%	-1,147	-5.5%	-797	69.5%
% ricavi	-3.5%		-2.0%
Chimica	-605	-3.1%	-630	-3.0%	25	-4.0%
% ricavi	-11.4%		-10.8%
Ingegneria & Costruzioni	780	4.0%	623	3.0%	157	25.2%
% ricavi	6.1%		5.4%
Svalutazioni e altri amm.	1,454	7.5%	1,739	8.4%	-285	-16.4%
Totale	19,444	*100%*	20,709	*100%*	-1,265	*-6.1%*
% ricavi	17.7%		18.1%

Struttura finanziaria

I dati dello stato patrimoniale consolidato al 31 dicembre 2014 possono essere riclassificati nella tabella seguente:

ATTIVO	meur	%	PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	91,292.0	62.4%	Fondi permanenti	108,877.0	74.5%
			Mezzi propri	62,250.0	42.6%
			Passività non correnti	46,627.0	31.9%
Attivi correnti e finanziari	54,899.0	37.6%	Passività a breve	37,314.0	25.5%
Totale Attivo	146,191.0	100.0%	Totale passività	146,191.0	100.0%

Analogamente all’inizio dell’esercizio 2014 lo stato patrimoniale era così composto

ATTIVO	meur	%	PASSIVO	meur	%
Totale immobilizzazioni	85,584.0	61.9%	Fondi permanenti	105,332.0	76.1%
			Mezzi propri	61,049.0	44.1%
			Passività non correnti	44,283.0	32.0%
Attivi correnti e finanziari	52,757.0	38.1%	Passività a breve	33,009.0	23.9%
Totale Attivo	138,341.0	100.0%	Totale passività	138,341.0	100.0%

Sempre alla fine del periodo (31 dicembre 2014) la la PFN era pari a – meur 13.709 (-meur 14.963 al 31 dicembre 2013).

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

L’outlook 2015 è caratterizzato dal 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. Nel settore Exploration & Production il management attuerà iniziative di efficienza e ottimizzazione degli investimenti mantenendo un solido focus sull’esecuzione e il time-to-market dei progetti per attenuare l’effetto negativo del prezzo del petrolio. Negli altri settori correlati al quadro economico europeo, il management prevede uno scenario sfidante a causa di elementi di criticità strutturale dovuti alla debolezza della domanda di commodity, all’eccesso di offerta/capacità e alla pressione competitiva da parte di produttori più efficienti. Il calo del prezzo del petrolio potrà attenuare tali fattori. La difesa della redditività in tali 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.

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

produzione di idrocarburi: è prevista in crescita rispetto al 2014 a parità di effetto prezzo nei PSA grazie all’avvio di nuovi giacimenti e al ramp-up di quelli avviati nel 2014 in particolare in Angola, Congo, Regno Unito, Stati Uniti e Norvegia;
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 sia nel segmento grandi clienti sia in quello retail per contrastare la pressione competitiva considerato il perdurare dell’eccesso di offerta, in particolare in Italia;
lavorazioni in conto proprio: sono previste in leggera ripresa per cogliere le opportunità di breve termine dello scenario. In aumento le produzioni di biocarburanti grazie all’entrata a regime del progetto green refinery di Venezia;
vendite di prodotti petroliferi rete in Italia e resto d’Europa: sono previste stabili in un quadro di domanda debole e forte pressione competitiva facendo leva sulle azioni di marketing volte a sostenere la quota di mercato;
Ingegneria & Costruzioni: in presenza di uno scenario estremamente sfidante, riconducibile al crollo del prezzo del petrolio, l’esecuzione dei progetti di recente acquisizione sosterrà i risultati operativi.