dcsimg
false
Toolbox

Rischi connessi alla ciclicità del settore oil&gas

I risultati di Eni, specificamente quelli del settore Exploration & Production, dipendono in misura rilevante dall’andamento dei prezzi del petrolio e del gas. Generalmente, l’aumento del prezzo degli idrocarburi determina un maggiore utile operativo consolidato; viceversa, in caso di diminuzione del prezzo. Nel 2012 il prezzo del petrolio del marker Brent ha registrato un valore medio di 111,6 dollari/barile in linea rispetto al 2011 in un quadro di estrema volatilità. Il primo trimestre ha visto quotazioni molto sostenute con punte fino a 130 dollari/barile per effetto della positiva domanda proveniente dalla Cina e dalle altre economie emergenti; nel secondo trimestre si è verificata un’inversione di tendenza con le quotazioni del Brent scese fino a 90 dollari/barile a causa del rallentamento dell’economia globale e delle aspettative di ulteriori ridimensionamenti del prezzo. Nella seconda metà dell’anno il prezzo ha registrato una ripresa fino al valore corrente di 110 dollari/barile sulla scia di fattori di rischio geopolitici e grazie a una quadro macroeconomico più stabile. Il prezzo gas ha continuato a essere penalizzato dall’eccesso di offerta e dalla debolezza della domanda nel mercato europeo e nordamericano registrando un andamento debole.

La volatilità dei prezzi degli idrocarburi ha impatti diversi sui risultati dei business Eni e sui piani d’investimento della compagnia, tenuto conto della complessità del processo valutativo e dei lunghi tempi di realizzazione dei singoli progetti. La redditività di questi è esposta all’andamento dei prezzi del petrolio/gas che potrebbero attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli assunti in sede di valutazione. Eni, al pari di altre compagnie petrolifere internazionali, adotta scenari di prezzo di lungo termine nella valutazione degli investimenti, definiti sulla base della migliore stima fatta dal management dei fondamentali della domanda e dell’offerta. Questo sostiene il conseguimento della redditività attesa dei progetti nelle fasi di contrazione del ciclo petrolifero.

Per il quadriennio 2013-2016 per il quale è stato previsto un prezzo di lungo termine di 90 dollari/barile (termini reali 2016), Eni prevede un programma d’investimenti di €56,8 miliardi, di cui l’83% dedicati alla ricerca e sviluppo delle riserve di petrolio e gas, che evidenzia un incremento del 6% rispetto alla precedente manovra quadriennale dovuto alla maggiore spesa per i progetti upstream che contribuiranno alla crescita delle produzioni oltre l’orizzonte di piano (Mozambico, Venezuela, Nigeria e Indonesia).

La volatilità del prezzo del petrolio/gas rappresenta un elemento d’incertezza nel conseguimento degli obiettivi operativi Eni in termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve prodotte per effetto del peso importante dei contratti di production sharing (PSA) nel portafoglio Eni. In tali schemi di ripartizione della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di produzione e di riserve destinata al recupero dei costi e alla remunerazione del contrattista diminuiscono all’aumentare del prezzo di riferimento del barile. Sulla base dell’attuale portafoglio di asset Eni, il management stima che per ogni dollaro/barile d’incremento delle quotazioni del petrolio la produzione Eni diminuisce di circa 1.000 barili/giorno quale effetto delle minori attribuzioni nei PSA. L’impatto delle variazioni dei prezzi sui PSA è stato trascurabile nelle produzioni dell’esercizio 2012. Questa sensitivity è valida in un intervallo di valori molto prossimi al prezzo del Brent di equilibrio di lungo termine di 90 dollari/barile adottato nel piano quadriennale Eni 2013-2016 e gli impatti sulla produzione possono variare in misura più che proporzionale man mano che il prezzo si allontana dall’assunzione base. La sensitivity può cambiare in futuro.

Nel settore Gas & Power l’aumento del prezzo del petrolio rappresenta un fattore di rischio tenuto conto che gli approvvigionamenti Eni sono indicizzati in misura prevalente al prezzo del greggio e dei suoi derivati, mentre i prezzi di vendita, in particolare nel segmento business sia all’estero sia in Italia, sono formulati sulla base dei prezzi spot quotati agli hub continentali che presentano valori particolarmente depressi a causa della contrazione della domanda. Nel segmento regolamentato delle vendite retail, gli interventi dell’Autorità di regolamentazione possono limitare la capacità di Eni di trasferire per intero gli incrementi del costo della materia prima ai prezzi finali di vendita. Per ulteriori informazioni si rinvia alla specifica sezione sui rischi del settore Gas & Power.

I margini di vendita dei prodotti petroliferi e dei prodotti petrolchimici risentono in maniera più o meno marcata dei movimenti del prezzo del petrolio, in funzione dei ritardi temporali con i quali le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni del costo della carica. Generalmente, in presenza di forti e repentini aumenti del petrolio, i margini di raffinazione e dei prodotti petrolchimici registrano flessioni nel breve termine e viceversa. Nel 2012 l’attività di raffinazione Eni ha continuato a registrare perdite operative in un quadro di estrema volatilità dei margini. Le quotazioni dei prodotti finiti non hanno consentito di recuperare il costo della materia prima e delle utility energetiche indicizzate al costo del greggio a causa della contrazione della domanda ed eccesso di capacità. Inoltre, la riduzione dello sconto tra le quotazioni dei greggi pesanti rispetto al Marker Brent ha ridotto in maniera sensibile il vantaggio della conversione delle Raffinerie Eni. Guardando al futuro, il management prevede il perdurare dell’andamento negativo dello scenario di raffinazione nel breve/medio termine a causa dei fattori strutturali dell’industria e del debole quadro congiunturale con attese di consumi di carburanti stagnanti. Sulla base di tali driver riflessi nelle proiezioni di redditività insufficiente del piano industriale 2013-16, il management ha rilevato svalutazioni dell’importo di €846 milioni riguardanti impianti di raffinazione in sede di impairment review di bilancio.

L’attività di distribuzione carburanti in Italia è stata penalizzata dal crollo dei consumi (circa -10%) e dall’eccesso di offerta di prodotto che ha indotto gli operatori a competere in maniera aggressiva sul pricing. Il management prevede che la domanda di carburanti continuerà su di un trend debole nei prossimi anni a causa delle modeste prospettive di ripresa economica in particolare in Italia. Il management ha pianificato azioni di ottimizzazione degli assetti delle raffinerie, efficienza (costi fissi e di logistica, consumi energetici), selettività negli investimenti e iniziative mirate nel marketing per attenuare la volatilità dello scenario e la ciclicità del business con l’obiettivo di recuperare la redditività nel più breve tempo possibile.

Il settore chimico Eni è notevolmente esposto, oltre che alla volatilità del costo della carica, alla ciclicità della domanda considerata la natura “commoditizzata” del portafoglio prodotti Eni e i fattori strutturali di debolezza dell’industria (basse barriere all’ingresso, eccesso di capacità, forte pressione competitiva). Nel 2012 il business ha accusato la perdita operativa adjusted di €485 milioni che quasi raddoppia la perdita 2011 a causa del crollo dei margini unitari, in particolare nel primo trimestre 2012, dovuto agli elevati costi della materia prima petrolifera che hanno portato il margine benchmark sul cracker in territorio negativo e del calo della domanda penalizzata dalla recessione. Le prospettive di breve/medio termine rimangono incerte per effetto delle prospettive incertezze sulla ripresa della domanda ancorate all’evoluzione del quadro macroeconomico in Europa, del costo della materia prima e delle dinamiche competitive. In particolare oltre all’azione dei competitors asiatici e mediorientali, è prevedibile un recupero di quota di mercato dei produttori nordamericani favoriti dagli sviluppi dello shale gas che assicura una materia prima a basso costo. Per contrastare i deficit strutturali del proprio business petrolchimico e recuperare l’equilibrio economico nel medio termine, il management Eni ha avviato una strategia che fa leva sulla progressiva riduzione del peso dei business commodity con la ristrutturazione dei siti industriali meno competitivi. Sarà perseguita la crescita nei segmenti di nicchia, quali elastomeri e stirenici, che hanno dimostrato buona tenuta nel ciclo negativo, l’espansione internazionale e lo sviluppo delle produzioni innovative legate alle bioplastiche. Esempio al riguardo è il progetto “chimica verde” di Porto Torres che segna l’ingresso di Eni in un settore per il quale si prevedono tassi di crescita interessanti e la contemporanea chiusura di un sito in perdita strutturale.

Il settore Ingegneria & Costruzioni è esposto alla ciclicità del prezzo del petrolio considerato che le oil majors tendono a ridurre o a riprogrammare gli investimenti di esplorazione e sviluppo nelle fasi deboli del ciclo. Il settore Ingegneria & Costruzioni ha progressivamente ridotto la propria vulnerabilità al ciclo petrolifero attraverso la maggiore diversificazione del portafoglio di attività e il solido posizionamento nel segmento dei grandi progetti upstream in ambienti complessi e ad elevato contenuto tecnologico, che hanno dimostrato una minore esposizione alle ciclicità del mercato. Tuttavia, a causa delle incertezze che gravano sull’evoluzione del quadro macroeconomico e della domanda gas e delle dinamiche competitive, il management prevede un ridimensionamento della redditività a breve termine del settore a causa del rallentamento nell’acquisizione di nuove commesse, dell’avvio di progetti a margini più contenuti per favorire l’ingresso in aree emergenti e della conclusione di commesse a margini elevati acquisite in passato nei business Engineering & Construction onshore e offshore. Il management ritiene che le prospettive di lungo termine del business rimangono favorevoli grazie alla disponibilità di mezzi navali di costruzione e perforazione tra i più avanzati al mondo per contenuto tecnologico e prestazioni, competenza del personale, contenuto locale e posizionamento competitivo sulle cui basi Saipem punta a ricostruire un portafoglio ordini robusto.

Torna Su

Eni S.p.a. - Sede legale
Piazzale Enrico Mattei, 1
00144 Roma

Sedi secondarie
Via Emilia, 1
e Piazza Ezio Vanoni, 1
20097 - San Donato Milanese (MI)

Partita IVA
n. 00905811006

Capitale sociale
€ 4.005.358.876,00 i.v.

C. F. e Registro Imprese di Roma
n. 00484960588

Missione
Siamo un’impresa integrata nell’energia, impegnata a crescere nell’attivita di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l’eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all’ambiente e all’integrità.