Rischi connessi alla ciclicità del settore Oil & Gas

I risultati di Eni, soprattutto quelli del settore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas. L’aumento del prezzo degli idrocarburi determina un maggiore utile operativo consolidato; viceversa, in caso di diminuzione del prezzo.

L’esposizione al rischio prezzo delle commodity energetiche riguarda circa il 50% della produzione Eni. Tale esposizione per scelta strategica non è oggetto di sistematica attività di gestione e/o di copertura economica da parte di Eni, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. Della parte residua della produzione, circa il 35% proviene dal recupero dei costi nei contratti di Production Sharing, il quale è isolato dalla volatilità del prezzo poiché garantisce alla compagnia petrolifera il recupero dei costi sostenuti, esponendola a un rischio volume (vedi di seguito). Infine l’esposizione al rischio prezzo di un 8-10% della produzione è compensata dal movimento di segno opposto sui costi di approvvigionamento del settore Gas & Power indicizzati al prezzo del petrolio, a seguito della decisione del management di interrompere la copertura del rischio commerciale relativo alle vendite di gas contrattate o altamente probabili derivante dall’esposizione commodity del costo della materia prima.

Nel 2013 il prezzo del petrolio del Marker Brent ha registrato un valore medio di $108,7 per barile sostanzialmente in linea rispetto al 2012 (-3%) riflettendo le difficoltà produttive di importanti Paesi e le tensioni geopolitiche in Medio Oriente in un quadro di moderata crescita della domanda e di sviluppo dell’offerta non opec. Questi trend fanno prevedere prezzi sostenuti del Brent nei prossimi uno-due anni, in seguito il prezzo è previsto assestarsi su di un valore di lungo termine di $90 per barile (termini reali 2017). Il prezzo gas ha continuato a essere penalizzato dall’eccesso di offerta e dalla debolezza della domanda nei mercato europei 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 2014-2017 Eni prevede un programma d’investimenti di €54 miliardi, di cui l’82% dedicati alla ricerca e sviluppo delle riserve di petrolio e gas con una flessione del 5% a parità di target produttivi rispetto al piano precedente per effetto di una maggiore selettività nelle decisioni di spesa.

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 diminuisce 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 2013. La sensitivity può cambiare in futuro.

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 2013 l’attività di raffinazione Eni ha registrato per il terzo anno consecutivo una perdita operativa in un quadro di estrema volatilità dei margini. Le quotazioni dei prodotti finiti, a causa della contrazione della domanda, eccesso di capacità e pressione competitiva nell’area del Mediterraneo dai flussi di importazione di prodotto raffinato da Russia e Asia, hanno determinato un valore della produzione di poco superiore al costo della materia prima e delle utility energetiche indicizzate al costo del greggio e hanno consentito di coprire in minima parte i costi fissi sostenuti. 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 a causa dei fattori strutturali dell’industria e del debole quadro congiunturale con attese di consumi stagnanti, ciò fintantoché le azioni di razionalizzazione della capacità in Europa inizieranno a incidere sul bilanciamento tra domanda e offerta in un orizzonte di medio lungo termine. Sulla base di tali driver riflessi nelle proiezioni di redditività del piano industriale 2014-17, il management ha rilevato svalutazioni dell’importo di circa €600 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 -4%) 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.

Di fronte alle difficoltà strutturali dell’industria europea della raffinazione, in particolare nell’area del Mediterraneo, e alla debolezza dei consumi, le prospettive di recupero di redditività del settore Eni Refining & Marketing dipenderanno in misura decisiva dall’efficacia delle azioni manageriali di ottimizzazione e miglioramento.

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 2013 il business ha registrato per il terzo anno consecutivo una perdita operativa a causa degli elevati costi della materia prima petrolifera non riflessi nei margini dei prodotti e del calo della domanda penalizzata dalla recessione. Le prospettive di breve/medio termine rimangono sfidanti per effetto delle incertezze sulla ripresa della domanda ancorate all’evoluzione del quadro macroeconomico in Europa, dell’andamento 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 nei mercati in crescita del Sud-Est asiatico 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 progetto in joint venture con Novamont prevede l’avvio delle produzioni di bioplastiche nella prima metà 2014. Il recupero di redditività a medio termine del settore chimico di Eni dipenderà in misura decisiva dall’efficacia delle azioni di diversificazione e “turn around” e dal continuo miglioramento dell’efficienza.

Il settore Ingegneria & Costruzioni è esposto alla ciclicità del prezzo del petrolio, considerato che le oil majors tendono a ridurre o a riprogrammare lo spending in esplorazione e sviluppo nelle fasi deboli del ciclo, e alle incertezze sull’andamento dell’economia globale che frenano le decisioni finali d’investimento e la tempistica di avvio dei progetti da parte dei committenti di impianti. Il settore Ingegneria & Costruzioni ha adottato una strategia di diversificazione del portafoglio di attività puntando ad acquisire un solido posizionamento nel segmento dei grandi progetti upstream in ambienti complessi e a elevato contenuto tecnologico, che hanno dimostrato una minore esposizione alle ciclicità del mercato. Questa strategia fa leva sui punti di forza del business, rappresentati dalla disponibilità di mezzi navali di perforazione e costruzione tra i più avanzati al mondo, competenza del personale e contenuto locale. Tuttavia nel 2013 il settore Ingegneria & Costruzioni ha registrato una perdita operativa con un netto peggioramento rispetto all’utile operativo di circa €1,5 miliardi dell’anno precedente a causa del generale rallentamento dell’attività e della rilevazione di perdite straordinarie su commesse riguardanti la realizzazione di complessi industriali onshore. Per fare fronte alle criticità gestionali e commerciali riscontrate nel corso del 2013, il management ha implementato importanti cambiamenti organizzativi, una strategia commerciale maggiormente selettiva e un rinnovato focus sulle operazioni. Il 2014 sarà un anno di transizione per Saipem con un ritorno alla profittabilità, la cui entità dipenderà oltre che dalla velocità di acquisizione dalle gare in corso, anche dall’efficace gestione operativa e commerciale dei contratti a bassa marginalità ancora presenti in portafoglio.