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Rischi e incertezze associati con il quadro competitivo del settore europeo del gas

Le prospettive del settore europeo del gas rimangono sfavorevoli a causa della perdurante debolezza della domanda e dell’eccesso di offerta, in un quadro macroeconomico stagnante. Nel 2012 la domanda gas ha registrato una contrazione del 4% in Italia e del 2% in Europa per effetto della recessione e della crisi del settore termoelettrico penalizzato sia dal calo dell’attività produttiva sia dalla competizione da altre fonti: la crescita delle energie rinnovabili e la maggiore economicità del carbone favorita anche dall’abbondanza dei certificati di emissione. In tale scenario il management rivede al ribasso le previsioni di crescita della domanda a breve e lungo termine: per il 2013 è prevista una crescita pressoché nulla; nel lungo termine è atteso un tasso di incremento medio al 2020 dell’1,7-1,8% rispettivamente in Italia ed Europa che sconta la ripresa del ciclo economico e il parziale recupero dei consumi termoelettrici sostenuti dalla chiusura di impianti nucleari obsoleti e i vincoli ambientali all’uso del carbone. Si osserva che il livello assoluto della domanda europea di gas previsto nel 2016 è significativamente inferiore a quello precrisi registrato nel 2008 a testimonianza della debolezza dei fondamentali.

Le ridotte opportunità di vendita a causa della contrazione della domanda e l’abbondante offerta legata ai flussi mondiali di GNL, al continuo potenziamento delle dorsali d’importazione in Europa di gas proveniente da Russia e Algeria e altri fattori quali la crescita massiccia della produzione di gas da shale negli USA hanno modificato in maniera strutturale le dinamiche competitive e gli economics del settore europeo della commercializzazione del gas. Da un lato, l’abbondante liquidità presso i principali hub continentali ha favorito lo sviluppo dei prezzi spot del gas, diventati il benchmark di riferimento nelle contrattazioni bilaterali di fornitura. Nonostante un certo assorbimento dell’eccesso di GNL nel mercato grazie alla crescita delle economie asiatiche, i prezzi spot il cui livello è fissato dall’incontro di domanda e offerta evidenziano un trend debole a causa del calo dei consumi e della continua pressione competitiva.

Dall’altro lato dell’equazione, gli intermediari europei del gas sono stati spiazzati dall’andamento divergente tra i prezzi spot e la posizione di costo indicizzata al prezzo del petrolio e dei derivati nelle formule “oil-linked” dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. Inoltre i vincoli minimi di prelievo stabiliti dalle clausole di take-or-pay di tali contratti e la necessità di contenere l’impatto finanziario a esse associato hanno indotto gli operatori a competere in maniera aggressiva sul pricing, considerata la contrazione del mercato, con effetti depressivi sui prezzi di realizzo (v. paragrafo successivo sui rischi dei contratti di take-or-pay). Di tale situazione beneficiano i clienti, in particolare di grandi dimensioni ed evoluti, che fanno leva sull’ampia disponibilità di gas spot per ottenere condizioni economiche e di flessibilità più vantaggiose. In Italia i prezzi di vendita del gas tendono a convergere progressivamente verso i prezzi spot rilevati agli hub continentali sia nel segmento business, dove il processo di allineamento è sostanzialmente completato, sia nel settore residenziale per effetto delle misure di liberalizzazione varate dal Governo e degli sviluppi attesi nella regolamentazione. Il rischio di revisione al ribasso delle tariffe regolate nel settore residenziale caratterizza altri importanti mercati europei (v. rischi di regolamentazione). Questi driver hanno determinato la continua flessione dei margini di commercializzazione del gas e la progressiva perdita di redditività dell’attività Mercato di Eni.

Il management prevede che nei prossimi due/tre anni il debole andamento della domanda a causa del quadro economico recessivo, il rischio di ulteriori rincari del costo oil-linked del gas approvvigionato, il permanere di offerta abbondante e la forte pressione competitiva con conseguente erosione dei prezzi di vendita e dei margini unitari costituiranno fattori di rischio per la performance dell’attività Mercato di Eni, con impatti negativi attesi sui risultati operativi e sui cash flow futuri del business, anche in relazione agli obblighi di take-or-pay previsti dai contratti di approvvigionamento di lungo termine (v. Fattore di rischio successivo). In tale scenario il management ha individuato le seguenti priorità: preservare il flusso di cassa della gestione operativa durante la fase acuta della crisi del settore attesa proseguire per tutto il 2013 e recuperare la redditività negli esercizi successivi con il progressivo superamento degli squilibri correnti del mercato e la tendenziale chiusura del differenziale tra il costo “oil-linked” dell’approvvigionato e i prezzi di vendita spot.

Il principale driver per il conseguimento di tali obiettivi è la rinegoziazione del pricing e delle altre condizioni di fornitura dei contratti di approvvigionamento, quale leva per il recupero di competitività. Infatti, i contratti di approvvigionamento take-or-pay prevedono meccanismi contrattuali di revisione che consentono alle parti di rinegoziare periodicamente gli elementi essenziali per tener conto delle modifiche del mercato e del quadro competitivo. A tal fine il management ha aperto o intende aprire rinegoziazioni con tutti i principali fornitori con l’obiettivo principale di aumentare il peso dell’indicizzazione ai prezzi spot nelle formule di costo del gas approvvigionato. L’esito di tali rinegoziazioni è incerto in relazione sia all’entità dei benefici economici sia al timing di rilevazione a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo sulle rinegoziazioni attivate, i contratti di norma prevedono la possibilità delle parti di ricorrere a un arbitrato per la definizione delle controversie, il che rende maggiormente incerto l’esito delle stesse. Considerato che un certo numero di clienti Eni hanno a loro volta aperto procedure di revisione dei prezzi di somministrazione, ne deriva un grado crescente di volatilità e scarsa prevedibilità dei risultati dell’Attività Mercato Eni. Guardando al lungo termine oltre l’orizzonte di piano, il management ritiene possibile un nuovo ciclo negativo del settore a causa dei rischi sul lato offerta in relazione a nuovi flussi mondiali di GNL legati all’avvio di importanti progetti upstream (ad esempio in Mozambico), al probabile avvio delle esportazioni di gas da parte degli USA e agli sviluppi nello shale gas in Europa e Asia.

Sulla base dell’evoluzione attesa dello scenario competitivo del settore a breve e lungo termine e assumendo le ridimensionate prospettive di redditività del business gas Eni riflesse nella preparazione del piano industriale 2013-2016 e nelle proiezioni a vita intera dei flussi di cassa futuri, il management ha rilevato nel bilancio 2012 svalutazioni degli attivi del gas pari a €2 miliardi, in particolare il goodwill e altri attivi intangibili rivenienti dall’acquisizione Distrigas allocati alla Cash Generating Unit Mercato Europeo. Il principale driver è costituito dalla revisione al ribasso dei margini di vendita incorporati nel flusso di cassa perpetuo per la determinazione del terminal value della CGU Mercato Europeo che sconta l’ipotesi di ciclicità del business; tali margini sono previsti a un livello inferiore di circa due terzi rispetto alle assunzioni del piano industriale adottate dal management nel bilancio 2011. I benefici attesi dalle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento come pure le assunzioni di revisione dei prezzi di somministrazione sono riflessi nelle proiezioni economico-finanziarie adottate in sede di impairment review della presente relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2012.

I trend negativi in atto nel quadro competitivo del settore gas rappresentano un fattore di rischio nell’adempimento degli obblighi previsti dai contratti di acquisto take-or-pay

Per assicurarsi un’adeguata disponibilità di gas nel medio/lungo termine a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del Mercato Europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti che dal 2010 assicurano circa 80 miliardi di metri cubi/anno di gas (incluso Distrigas ed escluso l’approvvigionato delle altre società consolidate e collegate) hanno una vita residua media di circa 16 anni con formule prezzo generalmente indicizzate ai prezzi del petrolio e di suoi derivati (gasolio, olio combustibile, ecc.). I contratti prevedono la clausola di take-or-pay che, in caso di mancato prelievo del volume annuo minimo (Annual Minimum Quantity - AMQ) definito contrattualmente, fa scattare l’obbligo in capo a Eni di pagare, per la quantità in difetto, una quota (variabile da contratto a contratto e generalmente compresa in un intervallo 10% -100%) del prezzo contrattuale calcolato come media aritmetica dei prezzi-base mensili con riferimento all’anno di mancato prelievo. A fronte di ciò, Eni ha la facoltà di prelevare, nel corso degli anni contrattuali successivi, la quantità parzialmente pagata, purché sia stata prelevata l’AMQ dell’anno. Il limite temporale di recupero varia da contratto a contratto (per alcuni entro i dieci anni successivi, per altri entro la durata residua del contratto). In tal caso, Eni pagherà la parte residua del prezzo, calcolando quest’ultima come la percentuale di complemento a 100 della media aritmetica dei prezzi base mensili in vigore nell’anno dell’effettivo prelievo. Considerazioni analoghe valgono per gli impegni contrattuali ship-or-pay. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l’impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche a un’opportunità), tenuto conto che una porzione importante di questo si forma nell’anno di mancato prelievo, sia a un rischio volume, nel caso di effettiva impossibilità a recuperare i volumi pre-pagati.

Il management ritiene che gli attuali trend di mercato, di perdurante debolezza della domanda e offerta abbondante, la possibile evoluzione della regolamentazione del settore, nonché la crescente pressione competitiva costituiscono fattori di rischio per l’adempimento delle obbligazioni di prelievo minimo stabilite dai contratti di approvvigionamento take-or-pay e l’associata esposizione finanziaria. Dall’inizio della crisi del gas alla data di riferimento della relazione finanziaria annuale 2012, Eni ha rilevato deferred cost (al netto degli utilizzi) per l’ammontare complessivo di €2,37 miliardi e sostenuto quasi per intero i relativi esborsi a fronte dei volumi gas riguardo ai quali è sorto l’obbligo di corrispondere il prezzo contrattuale in base alle clausole di take-or-pay poiché i ritiri sono stati inferiori agli obblighi minimi di prelievo. Considerati i piani aziendali di vendite stabili nel 2013 e di moderata crescita negli anni successivi di piano, il management ha adottato le opportune iniziative per contenere il rischio finanziario associato agli obblighi take-or-pay con particolare riguardo al mercato italiano dove la dimensione attesa della domanda è inferiore rispetto agli obblighi di prelievo minimo degli operatori. Tali iniziative comprendono riduzioni temporanee delle AMQ associate al probabile esito di alcune rinegoziazioni contrattuali e l’ottenimento di condizioni di prelievo maggiormente flessibili quali lo spostamento di delivery point o la possibilità di sostituire forniture via pipeline con equivalenti volumi di GNL. Sulla base dei programmi di vendita e delle maggiori flessibilità contrattuali realizzate o in via di definizione, il management prevede che nel prossimo quadriennio i ritiri Eni saranno nel complesso sostanzialmente allineati agli obblighi minimi di prelievo fissati dai contratti take-or-pay minimizzando gli impatti sulla liquidità. Tali proiezioni sono soggette ai rischi di ulteriori contrazioni della dimensione della domanda gas e del mercato contendibile.

Per quanto riguarda gli attivi dello stato patrimoniale legati ai deferred cost, allo stato, sulla base dell’evoluzione attesa della domanda e dell’offerta di gas in Europa, delle proiezioni interne di vendita e di margini unitari per il prossimo quadriennio e oltre, il management ritiene che i volumi di gas per i quali Eni è incorsa nella clausola di take-or-pay, con conseguente pagamento dell’anticipo prezzo, saranno ritirati nel lungo termine nel rispetto dei termini contrattuali con il conseguente recupero dell’anticipo corrisposto.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas in Italia

Il Decreto Stoccaggi del 2010 stabilisce la quota di mercato all’ingrosso detenibile da ciascun operatore che immette gas naturale nella rete nazionale di gasdotti. La quota massima consentita è fissata al 40%, ma risulta elevata al 55% per Eni che si è assunta l’impegno vincolante alla realizzazione in Italia, entro il 2015, di 4 miliardi di metri cubi di nuova capacità di stoccaggio. Il superamento delle soglie citate fa scattare l’obbligo in capo all’operatore di procedere a misure di “gas release” a prezzo amministrato nei due anni successivi la violazione per volumi di gas complessivamente non superiori a 4 miliardi di metri cubi.

Eni ha assunto l’impegno alla realizzazione della nuova capacità di stoccaggio consentendo, come previsto dal decreto, la partecipazione alla realizzazione delle nuove infrastrutture/ potenziamento di quelle esistenti a clienti industriali, aggregazioni di imprese, consorzi di clienti finali e produttori di energia elettrica. Inoltre, il Decreto Stoccaggi prevede che, nel periodo di sviluppo della nuova capacità di stoccaggio, ai soggetti investitori richiedenti siano riconosciuti i benefici derivanti dalla nuova capacità di stoccaggio come se quest’ultima fosse completamente utilizzabile fin da subito.

A decorrere da aprile 2012, i soggetti investitori industriali possono accedere alle cd. “misure transitorie fisiche” sulla capacità di stoccaggio conferita loro a titolo definitivo e non ancora entrata in esercizio. Tali misure consentono ai clienti investitori di consegnare il gas nel periodo estivo in corrispondenza dei punti TTF, Zeebrugge o Punto di Scambio Virtuale (PSV) ai cd. “stoccatori virtuali” (selezionati dal GSE - Gestore dei Servizi Energetici SpA con apposita procedura aperta), per ottenerlo al PSV nel periodo invernale, e poter così beneficiare del differenziale di prezzo estate-inverno.

I soggetti investitori hanno l’obbligo di offrire tale gas al PSV.

Come previsto dal Decreto Stoccaggi, Eni si è impegnata a contribuire per il 50% al meccanismo di anticipazione dei benefici a condizioni economiche definite dal Ministero dello Sviluppo Economico (MISE) e AEEG. Eni ritiene che tale regolamentazione contribuirà a incrementare il grado di concorrenzialità del mercato all’ingrosso del gas in Italia.

L’Autorità per l’energia elettrica e il gas (“AEEG”), in virtù della Legge Istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto al servizio di tutela. Le decisioni dell’AEEG in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale. L’AEEG ha istituito un meccanismo di aggiornamento della componente tariffaria a copertura del costo di approvvigionamento del gas attraverso l’indicizzazione all’andamento di un paniere di prodotti petroliferi. I clienti che hanno diritto al servizio di tutela sono i clienti finali domestici e i condomini a uso domestico con consumi inferiori a 200 mila metri cubi/anno, nonché, per effetto del D.Lgs. 93/11, tutti i clienti civili non domestici con consumi inferiori a 50.000 metri cubi/anno e le attività di servizio pubblico che svolgono attività di assistenza (ospedali, case di cura e altri). La legge sulle “Liberalizzazioni” (Legge 24 marzo 2012, n. 27) ha demandato all’AEEG il compito di introdurre con gradualità l’indicizzazione del costo della materia ai prezzi spot quotati agli hub continentali. In ottemperanza a tali disposizioni l’AEEG ha deliberato una riforma del meccanismo di aggiornamento del costo della materia prima per i clienti che hanno diritto al servizio di tutela, introducendo una quota crescente dell’indice di mercato, affiancato all’indice che rappresenta il costo di approvvigionamento dei contratti long term, passando dal 3% nel secondo trimestre 2012, al 4% nel terzo trimestre e al 5% nel periodo ottobre 2012 - marzo 2013 (Delibera 263/2012/R/gas). Nei prossimi anni l’AEEG intende allineare progressivamente la componente costo della materia prima ai prezzi spot salvo riconoscere agli operatori con contratti di lungo termine una componente di sicurezza degli approvvigionamenti.

In modo analogo, diversi regolatori in Paesi europei d’interesse Eni, hanno allo studio provvedimenti finalizzati a introdurre componenti “hub” nelle formule di aggiornamento delle tariffe di fornitura ai clienti retail e altre misure volte a favorire la liquidità e l’apertura del mercato del gas.

La capacità commerciale dell’impresa e la politica dei margini sono limitate dagli effetti del Decreto Legge n. 112 del giugno 2008 che ha introdotto la maggiorazione IRES del 5,5% poi aumentata al 6,5% (cosiddetta Robin Tax), e da ultimo incrementata di ulteriori 4 punti percentuali per il triennio 2011-2013, a carico delle imprese del settore energia. La norma ha istituito il divieto di traslare sui prezzi al consumo la maggiorazione d’imposta attribuendo all’AEEG il compito di vigilare sull’osservanza del divieto.

In tempi recenti, le Autorità amministrative italiane hanno emanato numerosi provvedimenti volti a incrementare il grado di concorrenzialità del mercato interno del gas. In particolare:

  • nel 2010 è stata avviata la piattaforma di negoziazione sulla quale gli operatori sono obbligati a offrire una quota del gas importato sulla base di autorizzazioni all’importazione ottenute successivamente al 2007 e a cedere le aliquote del prodotto della coltivazione di gas naturale dovute allo Stato (queste ultime a un prezzo base d’asta definito dall’AEEG);
  • l’AEEG ha avviato nel dicembre 2011 il mercato di bilanciamento di merito economico del gas naturale: gli sbilanci di ciascun utente del sistema di trasporto sono sanati su base giornaliera al prezzo che si forma sul mercato del bilanciamento presso il quale il Responsabile del Bilanciamento (Snam Rete Gas) si approvvigiona delle risorse necessarie per bilanciare il sistema. Dal secondo trimestre 2012 è stato avviato un meccanismo che prevede che sono combinate le offerte in acquisto e vendita formulate dagli operatori tra esse compatibili, non funzionali al bilanciamento del sistema.

Con Decreti del Ministero dello Sviluppo Economico del 15 febbraio 2013 e con provvedimenti dell’AEEG, sono state introdotte e disciplinate modifiche ai criteri di conferimento della capacità di stoccaggio in applicazione dell’art. 14 del Decreto Legge n. 1, 2012 secondo il quale:

  • le capacità di stoccaggio di gas naturale che si rendono disponibili a seguito delle rideterminazioni del volume di stoccaggio strategico, nonché delle nuove modalità di calcolo degli obblighi di modulazione stabilite in base ai criteri determinati dal Ministero dello Sviluppo Economico, sono assegnate, per uno spazio stabilito dal Ministero dello Sviluppo Economico, per l’offerta alle imprese industriali, di servizi integrati di trasporto a mezzo gasdotti esteri e di rigassificazione, comprensivi dello stoccaggio di gas naturale, finalizzati a consentire il loro approvvigionamento diretto di gas naturale dall’estero, secondo criteri di sicurezza degli approvvigionamenti stabiliti nello stesso decreto, nonché alle imprese di rigassificazione, a garanzia del rispetto dei programmi di rigassificazione dei propri utenti in presenza di eventi imprevedibili;
  • è determinata la parte dello spazio di stoccaggio di modulazione destinato alle esigenze dei “clienti vulnerabili”, da assegnare, per le esigenze degli stessi clienti, con procedure di asta competitiva, e la parte dello stesso spazio di stoccaggio di modulazione da assegnare con le procedure di allocazione vigenti.

Tali provvedimenti volti a incrementare il grado di concorrenzialità del mercato rappresentano fattori di rischio e di incertezza per il business gas di Eni; al riguardo il management non esclude la possibilità di impatti negativi sui risultati economici e i cash flow futuri del business gas di Eni.

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