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Lettera agli Azionisti

Più focalizzata e più forte finanziariamente: ecco Eni alla fine del 2012.

Il portafoglio minerario e le prospettive di sviluppo sono promettenti come mai prima d’ora. Il deconsolidamento e il ben avviato processo di uscita da Snam e l’avvio della cessione di Galp hanno quasi dimezzato il rapporto tra indebitamento netto e mezzi propri. Su queste solide basi siamo pronti per affrontare le due principali sfide del futuro: la crescita della produzione d’idrocarburi e il ritorno alla redditività dei business mid-downstream. L’esplorazione archivia un anno record con risorse scoperte pari a circa sei volte la produzione dell’anno a 3,6 miliardi di barili e un finding cost (costo di ritrovamento unitario) inferiore al dollaro per barile. Questi straordinari risultati sono il frutto del nostro approccio strategico nella selezione degli obiettivi geologici, delle tecnologie proprietarie e delle conoscenze dei bacini core. Il balzo qualitativo che abbiamo realizzato nella esplorazione ci assicura un vantaggio competitivo e rafforza le nostre prospettive di crescita.

L’Africa è la nostra prima grande frontiera. Il bacino di Rovuma in Mozambico ha confermato essere un’area di classe mondiale a seguito della scoperta di Mamba a fine 2011. Le attività di appraisal dell’anno hanno consentito di incrementare il potenziale dell’area operata da Eni fino a 2.115 miliardi di gas in place, il più grande ritrovamento della nostra storia. La geologia dei reservoir individuati è eccellente e riteniamo che lo sfruttamento delle enormi risorse scoperte possa avvenire attraverso la perforazione di un numero limitato di pozzi a beneficio della redditività del progetto. Abbiamo acquisito tre permessi esplorativi offshore nel bacino di Luma in Kenia che presenta affinità con il Mozambico.

In Africa Occidentale abbiamo realizzato l’importante scoperta di petrolio di Sankofa nell’offshore del Ghana e stiamo consolidando la posizione nel tema emergente pre-salino della piattaforma continentale africana in Angola, Congo, Gabon e con l’ingresso in Liberia. Questa esplorazione riguarda temi di assoluto interesse in grado di essere sviluppati in tempi rapidi e a costi competitivi.

Il Mare di Barents norvegese è una delle aree emergenti di maggiore successo in particolare con le scoperte gemelle di Havis e Skrugard che hanno un potenziale oil di circa 500 milioni di barili. Nuove importanti prospettive si aprono nella sezione russa dell’area, dove in collaborazione con Rosneft stiamo per avviare l’esplorazione in un blocco di circa 55 mila chilometri quadrati con aspettative di ritrovamenti giant di olio e gas.

Anche l’area del Pacifico è una delle nostre maggiori direttrici di crescita. L’obiettivo sono i temi a gas a elevato potenziale di Indonesia e Australia in fase avanzata di appraisal e pre-sviluppo e, in prospettiva, Vietnam, dove abbiamo acquisito tre licenze offshore su di un’area di 21 mila chilometri quadrati e un blocco in Cina. I punti di forza dell’area sono una domanda energetica in rapida crescita e la disponibilità d’infrastrutture per la commercializzazione del gas che riduce il time-to-market delle risorse scoperte. Nei temi unconventional stiamo facendo progressi nelle iniziative in Nord Africa, Est Europa, Cina, Pakistan e Indonesia che presentano sinergie con le operazioni esistenti. Abbiamo incrementato la presenza in Ucraina con l’acquisto dei diritti su di un’area di circa 3.800 chilometri quadrati con risorse di shale gas.

La nostra attività nell’anno è stata caratterizzata dalla quasi completa ripresa del nostro plateau produttivo in Libia grazie alla solida collaborazione con la compagnia di Stato NOC, nonostante la complessa fase di transizione che il Paese sta attraversando. Abbiamo compiuto importanti passi in avanti tecnici e commerciali in un grande numero di nuovi progetti: il giant Kashagan in Kazakhstan la cui prima produzione è attesa nel rispetto della deadline contrattuale di giugno 2013, MLE in Algeria avviato a inizio 2013, gli hub del Blocco 15/06 in Angola, i progetti a gas in Siberia, Goliat nel Mare di Barents, il sanzionamento di Perla e il first oil di Junin, in Venezuela. Abbiamo posto le premesse per l’avvio del progetto Mozambico per il quale prevediamo la FID nel 2014 grazie all’accordo con Anadarko. Siamo consapevoli delle sfide che fronteggiano l’industria nel mettere in produzione le riserve a causa della scarsità di capacità produttiva per gli impianti e i mezzi critici e le rigidità degli schemi contrattuali EPC; nondimeno stiamo migliorando la nostra capacità nel conseguire gli avvii nei tempi pianificati. Il nostro modo di gestire la nostra attività upstream fondato sull’eccellenza operativa, l’attenta selezione degli asset e la cooperazione con gli Stati detentori delle riserve ci consente di gestire al meglio i principali rischi del mondo del petrolio. In definitiva il 2012 è stato un anno eccellente per la Divisione Exploration & Production.

Le Divisioni Gas & Power, Refining & Marketing e il settore della Chimica hanno sofferto nel 2012 le difficoltà dei rispettivi mercati: contrazione della domanda, azione della concorrenza ed eccesso di offerta a fronte dei continui rincari dei costi di approvvigionamento oil-linked.

Nel Gas & Power abbiamo avviato rinegoziazioni su circa l’80% degli approvvigionamenti. La riorganizzazione volta a integrare le attività di supply di Gas & Power e Refining & Marketing con la direzione trading e la vendita gas ai clienti non retail e GNL ci consentirà di cogliere maggiori opportunità dall’andamento dei mercati e maggiori sinergie nella gestione del rischio commodity. Nella raffinazione abbiamo intensificato le azioni di efficienza con saving di circa €150 milioni e nella distribuzione di carburanti abbiamo lanciato azioni commerciali apprezzate dai nostri clienti attenuando l’impatto della congiuntura sulle nostre vendite, come segnalato dalla crescita della quota di mercato al 31,2% (dal 30,5%). Nella Chimica siamo impegnati nella riduzione del peso dei business commodity. Elemento trasversale a questi settori è la strategia d’internazionalizzazione per aumentare l’esposizione ai mercati in crescita dell’Asia; in tal senso si inquadrano gli accordi per la fornitura di GNL a operatori coreani e giapponesi, la costituzione di joint venture negli elastomeri con operatori di Corea del Sud e Malesia e l’avvio della commercializzazione di basi lubrificanti in Cina.

Il livello occupazionale della nostra azienda è cresciuto del 7%, accompagnato dal costante impegno nella tutela della sicurezza, nello sviluppo delle professionalità e nel coinvolgimento nella vita aziendale. Altro elemento distintivo della performance 2012 è stato conseguito nell’uso responsabile delle risorse con il minimo storico di gas flaring e il massimo di reiniezione di acque di produzione in giacimento. Nel campo della collaborazione con i Paesi produttori ci è stato riconosciuto un ruolo importante nel coordinamento ed implementazione dell’iniziativa Energy for All in Sub-Saharian Africa.

I risultati dell’anno

Nel 2012 l’utile netto delle continuing operations è di €4,2 miliardi (€7,79 miliardi compreso il risultato 2012 di Snam di competenza Eni). Trainato dall’ottima performance della Divisione Exploration & Production, l’utile netto adjusted di €7,13 miliardi registra un progresso del 2,7%, che sale al 7,6% escludendo il contributo Snam ai risultati delle continuing operations.

Il rapporto tra posizione finanziaria netta e mezzi propri quasi si dimezza rispetto al 2011 e scende a 0,25, grazie ai proventi delle dismissioni di quote partecipative in Snam e Galp e al deconsolidamento del debito Snam.

L’attività operativa ha generato un flusso di cassa di €12,36 miliardi e €1,5 miliardi sono stati ottenuti dalla dismissione di asset non strategici. La generazione di cassa ha consentito di finanziare investimenti di €13,33 miliardi e di pagare €3,84 miliardi di dividendi agli azionisti Eni e €0,54 miliardi agli azionisti di minoranza. La redditività adjusted sul capitale investito è del 10,1%.

Sulla base dei risultati conseguiti il Consiglio di Amministrazione propone all’Assemblea Ordinaria degli Azionisti la distribuzione di un dividendo per azione di €1,08 in crescita del 4% rispetto al 2011 in coerenza con la nostra progressive dividend policy.

L’utile operativo adjusted della Divisione Exploration & Production è record con €18,52 miliardi e un incremento del 15,2% rispetto al 2011 grazie alla ripresa produttiva in Libia e all’efficienza operativa. La produzione di idrocarburi di 1,7 milioni di barili/giorno aumenta del 7%. Le riserve certe a fine periodo di 7,17 miliardi di boe sono ai massimi degli ultimi otto anni con un tasso di rimpiazzo organico del 147% al prezzo di riferimento di 111 dollari/barile. L’indice di vita delle riserve certe è 11,5 anni.

L’utile operativo adjusted di Gas & Power è di €354 milioni grazie al solido contributo dell’attività del trasporto internazionale. Il Mercato dopo la forte perdita dell’anno precedente chiude poco sopra il pareggio (con una variazione positiva di €702 milioni) beneficiando delle rinegoziazioni dei contratti long-term e della ripresa delle forniture libiche. Le vendite al netto di quelle di Galp hanno evidenziato una buona tenuta grazie alla solida presenza nel mercato residenziale Italia, alla penetrazione commerciale nei mercati strategici di Francia e Germania/Austria e alla crescita internazionale del GNL. Il portafoglio clienti a fine esercizio è cresciuto a 7,45 milioni di unità.

La Divisione Refining & Marketing ha realizzato un importante progresso riducendo le perdite operative del 39% (-€328 milioni il dato consuntivo 2012) attraverso le azioni di efficienza nei consumi energetici, manutenzioni e altri costi fissi, ottimizzazione degli assetti e delle rese. Le vendite di carburanti sulla Rete Italia sono diminuite meno del mercato (-6,3%); in Europa registriamo un progresso (+1%).

La Chimica è stata penalizzata dai margini negativi nelle produzioni commodity a causa dell’elevato costo della carica petrolifera, riportando una perdita di €485 milioni in netto peggioramento rispetto al 2011 (-77,7%).

Gli investimenti e la strategia per la crescita e i ritorni

L’outlook 2013 è caratterizzato dalle incertezze che gravano sulla ripresa economica globale in particolare nell’Eurozona, e che frenano le decisioni di investimento e di consumo di imprese e famiglie. Il prezzo del petrolio nella fase corrente è sostenuto dal rischio politico in un quadro di migliore bilanciamento tra domanda e offerta globale. Per le finalità di pianificazione degli investimenti assumiamo un prezzo del Brent di 90 dollari/barile. Negli altri settori di attività Eni ci aspettiamo il perdurare di trend deboli nella domanda, margini volatili e il rischio di ulteriori rincari del costo della materia prima petrolifera. L’azione della concorrenza e l’eccesso di capacità continueranno a pesare sulle prospettive di rilancio.

In tale situazione confermiamo la strategia di crescita profittevole nell’upstream e di consolidamento e ottimizzazione dei business a valle. Il piano d’investimenti per il quadriennio 2013-2016 riflette tali linee guida con una manovra da €56,8 miliardi (+6% rispetto al piano precedente) concentrata per l’83% nella ricerca e sviluppo degli idrocarburi e selettiva nelle iniziative di spesa degli altri settori.

Nella Exploration & Production traguardiamo un tasso di crescita medio annuo superiore al 4%.

Nella Divisione Gas & Power i principali driver saranno la rinegoziazione del costo di approvvigionamento del gas, la massimizzazione delle vendite e le ottimizzazioni nel supply e nella logistica per ridurre il rischio take-or-pay.

Nei settori downstream oil e Chimica puntiamo sull’efficienza e la riduzione del peso delle attività in perdita strutturale facendo leva sulla crescita in business innovativi e sostenibili (biocarburanti e chimica verde).

Nonostante il rallentamento atteso nel 2013, siamo convinti che le prospettive di Saipem a medio e lungo termine rimangono eccellenti grazie al forte posizionamento competitivo assicurato dal patrimonio di competenze, tecnologie e qualità dei mezzi.

In conclusione nel 2012 Eni ha conseguito solidi risultati con performance record nell’Exploration & Production e buoni progressi nella ristrutturazione del downstream. La solida base di risorse e l’avanzamento nelle attività di sviluppo con il sostegno della rafforzata struttura patrimoniale hanno consolidato il nostro eccellente posizionamento competitivo grazie al quale prevediamo di conseguire tassi di crescita delle produzioni upstream al top dell’industria creando valore sostenibile per i nostri azionisti.

14 marzo 2013

 

per il Consiglio di Amministrazione

Giuseppe Recchi
Il Presidente

Paolo Scaroni
L’Amministratore Delegato e Direttore Generale

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