I Fattori di Rischio del Mercato Gas

Rischi e incertezze associati con il contesto competitivo del settore gas

Il contesto competitivo del settore gas in Europa rimane sfidante. Il management prevede che le attuali condizioni di squilibrio tra domanda e offerta di gas e la fase depressa di mercato continueranno
almeno fino al 2013 influenzando negativamente l'EBITDA di questo business che ha rappresentato circa il 5% dell'EBITDA complessivo di Eni nel 2010. In questo anno la domanda di gas è aumentata rispettivamente del 6% e del 4% in Italia ed Europa. Si è trattato di un effetto "rimbalzo" rispetto al crollo registrato nel 2009 con volumi assoluti di consumo che rimangono inferiori ai livelli pre-crisi del 2007. Di tale maggiore domanda nel 2010 non hanno beneficiato le vendite Eni che hanno accusato una flessione del 6,4% imputabile alla contrazione dei volumi Italia (-14,4% le vendite dirette; -19,5% agli importatori) a causa dell'accresciuta pressione competitiva e dell'oversupply, con conseguenti perdite di quota di mercato (-10 punti percentuali rispetto al 2009).

Tuttavia la campagna commerciale dell'anno termico 2010-2011 ha registrato un'inversione di tendenza, con un leggero recupero. Guardando al futuro, il management stima che la domanda di gas crescerà fino al 2020 al tasso annuo medio composto (CAGR) rispettivamente del +1,7% e del +1,1% in Italia ed Europa.

Sono stime maggiormente prudenziali rispetto a quelle del recente passato che tengono conto:
- delle incertezze e della volatilità dell'attuale ciclo macroeconomico;
- della crescente adozione di modelli di consumo improntati all'efficienza energetica;
- delle politiche comunitarie di riduzione delle emissioni di gas serra e di promozione delle fonti alternative. A tale riguardo si cita la ratifica nel dicembre 2008 da parte del Parlamento Europeo del pacchetto di interventi in tema di cambiamento climatico ed energie rinnovabili ("The Climate Change and Renewable Energy Package", noto anche come "PEE 20-20-20") che stabilisce il conseguimento entro il 2020 dei seguenti target di sostenibilità:
(i) un impegno a ridurre le emissioni di gas serra (GHG) del 20% rispetto al livello del 1990, elevabile fino a un massimo del 30%in caso di ratifica di accordi internazionali; (ii) un miglioramento dell'efficienza energetica del 20%; (iii) una produzione di energia da fonti rinnovabili del 20%. I driver positivi della domanda saranno la maggiore compatibilità ambientale del gas rispetto agli altri combustibili fossili e lo sviluppo della produzione di energia elettrica tramite cicli combinati alimentati a gas.
La moderata dinamica della domanda, pur in progressivo miglioramento, non sarà tale da riportare in equilibrio il mercato almeno per i prossimi tre anni a causa del perdurare dell'eccesso d'offerta.

Questo è stato determinato da fattori strutturali quali i massicci investimenti, in parte richiesti, d'incremento della capacità dei gasdotti d'importazione da Russia, Algeria e Libia realizzati negli anni precrisi e l'ampia disponibilità di GNL che si è riversata nei mercati spot del continente alimentata dalla finalizzazione di importanti progetti upstream (avvii di treni GNL in Qatar, Yemen, Indonesia e Russia), lo sviluppo di cospicue riserve di gas da accumuli non convenzionali negli Stati Uniti con una corrispondente riduzione delle importazioni, nonché dalla disponibilità di nuove infrastrutture di ricezione e trattamento del GNL. Nel mercato Italia alcuni concorrenti sono impegnati nella fase di studio e di valutazione della fattibilità economica di diversi progetti di nuove pipeline e terminali GNL che in base alle stime del management potrebbero incrementare l'offerta di gas in Italia di ulteriori 5-10 miliardi di metri cubi a partire dal
2015-2016.

In positivo, è prevedibile che l'eccesso di offerta possa essere parzialmente attenuato nei prossimi anni dall'accelerazione della ripresa economica in Asia che andrà ad assorbire parte della disponibilità di GNL, e dall'impatto delle decisioni di revisione dei piani di sviluppo delle riserve gas da parte degli operatori upstream. Inoltre con riferimento al mercato domestico, l'attuale condizione di oversupply potrebbe essere attenuata dal 2015-2016 da investimenti di controflusso che potrebbero interessare alcune linee di importazione per dirottare una quota degli approvvigionamenti interni verso i mercati europei.
Lo squilibrio tra domanda e offerta e il concomitante incremento del grado di liquidità presso gli hub continentali ha provocato l'eccezionale flessione dei prezzi spot del gas trattato in tali hub dal 2009
e per tutto il 2010; un parziale recupero è atteso nel quadriennio di piano. Il fenomeno che si è generato è il cosiddetto "de-coupling" tra l'andamento dei prezzi spot del gas rilevati agli hub continentali
rispetto ai prezzi del gas previsti dalle formule contrattuali oil-linked che indicizzano il valore del gas alle quotazioni del petrolio e di prodotti petroliferi, con il risultato di spread negativi. Tale fenomeno
rappresenta un fattore di rischio per gli operatori del gas, quale Eni che si approvvigiona prevalentemente attraverso i contratti di lungo termine (v. paragrafo successivo) con formule di prezzo/costo indicizzate al petrolio/prodotti petroliferi a fronte della crescente adozione dei prezzi agli hub quale riferimento delle formule di vendita all'estero. Il management Eni ritiene che il riassorbimento del de-coupling tra prezzi spot e oil-linked sarà conseguibile non prima del 2014. Considerata la modesta dinamica attesa nei prezzi spot
del gas, l'andamento rialzista del prezzo del petrolio rappresenta un fattore di rischio per la redditività delle vendite di gas.

I trend negativi in atto nel contesto competitivo 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, in particolare per coprire la domanda di gas in Italia, 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 e escluso l'approvvigionato delle altre società consolidate e
collegate) hanno una vita residua media di circa 19 anni con formule prezzo generalmente indicizzate ai prezzi del petrolio e di suoi derivati (gasolio, olio combustibile etc.).

I contratti prevedono clausole di take-or-pay in base alle quali l'acquirente è obbligato a pagare al
prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, una quantità minima di gas definita dal contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non
ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo già corrisposto.
La clausola "take-or-pay" stabilisce che, in caso di mancato prelievo del volume annuo minimo (Annual Minimum Quantity - AMQ), Eni paghi, 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 complemento a
100 sulla media aritmetica dei prezzi base mensili in vigore nell'anno dell'effettivo prelievo. Considerazioni analoghe valgono per gli impegni contrattuali ship-or-pay.
Il management ritiene che gli attuali trend di mercato di contenuta dinamicità della domanda e offerta abbondante, la possibile evoluzione della regolamentazione del settore, nonché il de-coupling tra l'andamento dei prezzi oil-linked e quelli spot agli hub costituiscono fattori di rischio per l'adempimento degli obblighi derivanti dai contratti take-or-pay. Nel 2009 e nel 2010 Eni ha rilevato deferred cost per 1,44 miliardi di euro a fronte del valore delle quantità di gas riguardo alle quali, ancorché non ritirate, è sorto l'obbligo di corrispondere il prezzo contrattuale in base alle clausole di take-or-pay. La capacità della società di recuperare nei termini contrattuali i volumi pre-pagati nel biennio 2009-10 e la capacità di adempiere in futuro agli obblighi takeor- pay dipenderanno in misura rilevante dall'evoluzione dello scenario di mercato, dalla competitività della posizione di costo Eni, nonché dal possibile effetto di contenimento del fenomeno in relazione alla crisi libica in funzione del suo protrarsi nel tempo al momento non prevedibile, tenuto conto che, come indicato a pag. 13 della relazione, Eni è in grado di far fronte alle minori disponibilità di gas libico con gas proveniente dal proprio portafoglio di approvvigionamenti. Il
meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche ad un'opportunità), tenuto conto che una porzione significativa 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. Allo stato, non è possibile escludere il rischio d'impatti negativi sui risultati e i cash flow futuri del business gas in relazione al mancato adempimento degli obblighi take-or-pay.
Il management prevede che i fondamentali della domanda e dell'offerta di gas in Europa rimarranno deboli nel prossimo quadriennio di piano. La crescente pressione competitiva tenderà a comprimere i margini unitari e a ridurre le opportunità di vendita.
Sulla base di tali considerazioni, il management, con particolare riguardo al business mercato europeo, ha ridimensionato rispetto agli esercizi precedenti le proiezioni di utili e cash flow del prossimo quadriennio. La CGU mercato europeo è prevista essere penalizzata principalmente dalla riduzione dei margini unitari determinata dallo sviluppo di hub liquidi e dal peso crescente nella contrattazione con i clienti dei prezzi formati in tali hub, la cui dinamica è differente da quella dei costi di approvvigionamento del portafoglio Eni
indicizzati in misura rilevante ai prezzi del petrolio e dei prodotti energetici. Nel 2010 sono stati registrati spread negativi tra i prezzi spot e il costo dell'approvvigionato oil-linked; tale decoupling è
previsto riassorbirsi non prima del 2014 in base alle proiezioni del management. Sulla base dei risultati del 2010 e di tali prospettive di minore redditività del business europeo del gas nel quadriennio futuro, il management ha rilevato una svalutazione di 426 milioni di euro del goodwill allocato alla CGU Mercato europeo. Per quanto riguarda gli attivi di bilancio rilevati per effetto dell'attivazione della clausola di take-or-pay dei relativi contratti, il management conferma che sulla base dei volumi e dei margini unitari di vendita del gas previsti nel quadriennio di piano e oltre, le quantità per le quali è stato corrisposto o si prevede di corrispondere l'anticipo previsto dalle clausole di take-or-pay saranno ritirate entro i termini
contrattuali con il conseguente recupero dell'anticipo corrisposto.
Pur considerando l'anticipazione finanziaria, il valore attuale dei flussi relativi a questi contratti, attualizzato al WACC di settore, è comunque positivo e quindi non si realizza la fattispecie del contratto oneroso prevista dallo IAS 37.
Sia l'entità della svalutazione del goodwill rilevata nel 2010 sia la previsione riguardante i contratti di take-or-pay si basano sull'assunzione del management di rinegoziare condizioni economiche più favorevoli per i principali contratti di approvvigionamento del gas Eni, in modo da rendere più competitiva la posizione di costo dell'impresa nell'attuale fase depressa di mercato. L'apertura di tali trattative con i fornitori è contrattualmente prevista (revisione prezzi, flessibilità contrattuali) al verificarsi di mutamenti rilevanti
di mercato, quali sono quelli in corso dal secondo semestre 2008, con la finalità di assicurare l'equilibrio economico delle parti. Nel corso del 2010, Eni ha finalizzato alcune importanti rinegoziazioni
ottenendo un miglioramento delle condizioni economiche di fornitura e una maggiore flessibilità operativa a beneficio dei propri programmi commerciali; sono state avviate o sono in fase di avvio analoghe o ulteriori rinegoziazioni con tutti i principali fornitori di gas con contratti di lungo termine. Qualora la conclusione di tali rinegoziazioni non fosse in linea con le aspettative del management ed in assenza di una decisa ripresa del mercato del gas, l'impatto negativo sui risultati e i cash flow futuri del business gas avrebbe ulteriori conseguenze sulla tenuta del valore di libro degli attivi del gas.
In aggiunta alle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento, Eni ha individuato le ulteriori, necessarie azioni per preservare la redditività e il cash flow del business gas. Le principali iniziative industriali e commerciali in corso o pianificate dal management riguardano:
- il rafforzamento della leadership di mercato in Europa attraverso azioni di massimizzazione dei volumi di vendita che faranno leva sulla presenza contemporanea in più mercati, il know-how nella vendita, l'integrazione con le strutture commerciali e il portafoglio di approvvigionamento di Distrigas e le politiche commerciali di incremento della quota di mercato nelle principali aree di consumo europee;- il recupero della quota di mercato in Italia e la difesa dei margini facendo leva sulla forza commerciale di Eni, azioni selettive sul portafoglio clienti e lo sforzo di marketing che sarà focalizzato sulla proposizione di formule di pricing innovative e sul miglioramento della qualità del servizio;
- azioni di riduzione dei costi delle attività di vendita, servizio e delle attività di supporto al business;
- azioni di controllo ed efficiente gestione del capitale circolante commerciale.
Nel corso del 2010 Eni ha adottato un nuovo modello di business per la gestione dinamica del portafoglio e nuove strategie di pricing e risk management finalizzate a ottimizzare il valore degli asset (contratti di fornitura gas, base clienti, posizione di mercato) e alla gestione attiva del margine economico attraverso:
(i) la programmazione delle campagne commerciali basate sul bilanciamento dell'assetto delle vendite e degli approvvigionamenti con un orizzonte temporale massimo di quattro anni e cadenza mensile dei flussi;
(ii) la gestione attiva delle flessibilità associate al portafoglio di approvvigionamenti di lungo termine ed agli altri asset utilizzati nella catena del valore, anche attraverso l'adozione di specifiche attività di arbitraggio (es. valorizzazione delle disponibilità di capacità di stoccaggio, valorizzazione dei diritti di trasporto);
(iii) la gestione attiva del rischio di mercato associato al margine economico (commodity, volume), attraverso l'utilizzo di approcci volti a sfruttare l'eventuale andamento favorevole nei prezzi di mercato, nel rispetto di un sistema di limiti di rischio puntualmente identificato e monitorato.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas in Italia

Nel 2010 è scaduto il periodo di regolamentazione del D. Lgs. 23 maggio 2000, n. 164 nella parte riguardante i tetti massimi alla quota delle immissioni (produzione ed importazione) nel sistema, oltre che delle vendite sul mercato finale del gas naturale, di un singolo operatore (i cosiddetti tetti antitrust). Il sistema dei tetti è stato sostituito dal meccanismo delle quote di mercato introdotto dal D.Lgs. n.130 promulgato il 13 agosto 2010 recante "Misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale ed il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali". La norma fissa al 40% la quota massima di mercato all'ingrosso attribuibile a ciascun operatore. Tale limite è elevabile al 55,9% nell'ipotesi di assunzione d'impegni a realizzare entro cinque anni nuove capacità di stoccaggio nel territorio nazionale per un volume di 4 miliardi di metri cubi da mettere a disposizione dei clienti industriali (di ogni dimensione)
e di quelli elettrici. Il superamento delle soglie citate fa scattare l'obbligo in capo all'operatore di procedere a misure di gas release a prezzo amministrato. Eni ha aderito all'impegno di realizzazione
di nuove capacità, accollandosi anche nel periodo di realizzazione delle nuove capacità di stoccaggio l'onere di contribuire per il 50% al meccanismo di anticipazione dei benefici ai clienti che ne faranno
richiesta (per ulteriori informazioni v. andamento operativo del settore Gas & Power - Regolamentazione). Eni ritiene che tale nuova normativa incrementerà il grado di concorrenzialità del mercato
all'ingrosso del gas in Italia.

La normativa del settore del gas in Italia regola l'accesso alle infrastrutture, la separazione societaria e l'autonomia gestionale dei gestori di sistemi di trasporto, stoccaggio e distribuzione gas facentiparte di gruppi di imprese verticalmente integrate con decorrenza 1° luglio 2008 (ai sensi delle disposizioni di cui alla Delibera 11/07 così come modificata dalla Delibera 253/07) e il riconoscimento all'AEEG, in base ai principi della legge istitutiva e ad altre disposizioni normative, di poteri di regolamentazione, in particolare in materia di determinazione delle tariffe per l'uso delle infrastrutture di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione del gas e di approvazione dei relativi codici di accesso, nonché di monitoraggio
dei livelli dei prezzi del gas naturale e di definizione delle condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto al servizio di tutela (i clienti domestici e i condomini ad uso domestico con
consumi inferiori ai 200 mila metri cubi/anno). Con riferimento a quest'ultimo ambito, le decisioni dell'AEEG possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo
della materia prima nel prezzo al consumatore finale. La materia della fissazione dei prezzi di fornitura ai clienti tutelati è regolata dalla Delibera ARG/gas 64/09 contenente il "Testo integrato delle attività
di vendita al dettaglio di gas naturale" (TIVG) che ha, tra l'altro, rivisto il meccanismo di indicizzazione della componente tariffaria a copertura del costo di approvvigionamento del gas introducendo
un'indicizzazione all'andamento di un paniere di prodotti petroliferi e una quota fissa che si attiva nel caso in cui i prodotti petroliferi nei mercati europei raggiungano livelli di prezzo particolarmente contenuti. Nel corso del 2010 l'AEEG ha ulteriormente rivisto le condizioni economiche di fornitura per i clienti tutelati, intervenendo con la Delibera ARG/gas 89/10 che per l'anno termico 1 ottobre 2010 - 30 settembre 2011 introduce un fattore fisso correttivo della componente a copertura del costo di approvvigionamento della
tariffa di vendita che ne determina una riduzione del 7,5%.

Questo provvedimento, fatti salvi gli effetti dell'eventuale accoglimento dei ricorsi presentati da diversi operatori (Eni inclusa) alla giustizia amministrativa, penalizza i risultati e il cash flow dell'attività gas
di Eni per l'anno termico considerato, in particolare per gli impatti negativi sui prezzi applicabili alle vendite al dettaglio. Anche i provvedimenti di legge possono limitare la capacità commerciale dell'impresa e la politica dei margini. In particolare nel giugno 2008 il Decreto Legge n. 112 ha introdotto una maggiorazione d'imposta del 6,5% a carico dei soggetti che operano nel settore dell'energia con un fatturato superiore a 25 milioni di euro istituendo il divieto di traslare sui prezzi finali al consumo detta maggiorazione d'imposta e attribuendo all'AEEG il compito di vigilare sull'osservanza del divieto.
Ulteriore fattore di incertezza del quadro regolatorio è costituito dai possibili effetti della Delibera n. 137/2002 dell'AEEG recepita nel codice di rete vigente in tema di priorità di accesso ai punti di
interconnessione della rete nazionale di gasdotti con le principali dorsali di importazione (i cosiddetti punti di entrata al sistema). La delibera stabilisce un ordine di priorità nell'assegnazione della capacità
disponibile che tutela gli operatori titolari di contratti di acquisto di lungo termine (i contratti take-or-pay nel caso Eni) nei limiti dei volumi corrispondenti al prelievo medio giornaliero a valere su ciascun contratto. Pertanto è negata la priorità ai volumi eccedenti la media giornaliera di prelievo che costituiscono la flessibilità contrattuale normalmente utilizzata nei periodi di picco della domanda.

In caso di congestione ai punti di ingresso alla rete nazionale, il meccanismo della delibera prevede che dopo aver soddisfatto la priorità di assegnazione dei contratti di lungo termine, la capacità
residua è assegnata su base proporzionale alle richieste in essere, alla quale concorrerebbero i volumi dei contratti di lungo termine ec-cedenti i quantitativi medi contrattuali. Eni ha impugnato la Delibera
n. 137/2002 asserendo la sua illegittimità in quanto viola i principi sanciti dalla Direttiva Europea 55/2003/CE in materia di liberalizzazione del mercato del gas. Recentemente il Consiglio di Stato ha
confermato la sentenza del TAR che ha in parte accolto i motivi di Eni asserendo che "l'acquisto della flessibilità contrattuale è un obbligo gravante sull'impresa di importazione nell'interesse generale: non si
vede, pertanto, come i quantitativi di gas che la rappresentano non debbano trovare accesso prioritario al sistema di trasporto anche in caso di congestione del sistema medesimo". Fino a oggi comunque
non si sono verificati casi di congestione ai punti di ingresso alla rete nazionale tali da compromettere i piani commerciali di Eni.
In tempi recenti, le Autorità amministrative italiane hanno emanato numerosi provvedimenti volti ad incrementare il grado di concorrenzialità del mercato interno del gas. Nel corso del 2010 è stata
avviata la piattaforma di negoziazione per l'offerta gas sulla quale sono scambiati obbligatoriamente volumi di gas che gli operatori sono tenuti a cedere al mercato all'ingrosso in adempimento di certi obblighi di legge connessi all'autorizzazione all'importazione di gas da paesi extra-UE e le royalty in natura dovute allo Stato a valere sulla produzione nazionale. La piattaforma dovrebbe favorire la creazione di un mercato spot del gas a livello nazionale.

Altri provvedimenti amministrativi in tale ambito riguardano le cosiddette gas release, misure volte ad aumentare il grado di liquidità e flessibilità del mercato che hanno inciso in maniera sostanziale sull'attività commerciale di vendita del gas in Italia da parte di Eni. Il provvedimento più recente di gas release è il DL 78/09 che ha imposto a Eni la cessione al Punto di Scambio Virtuale di 5 miliardi di metri cubi di gas suddivisi in lotti annuali e semestrali nell'anno termico 2009/2010. Nonostante la procedura a evidenza pubblica si sia basata su un prezzo minimo, fissato dal Ministero dello Sviluppo Economico su proposta dell'AEEG, discriminatorio nei confronti di Eni (e rispetto al quale quest'ultima ha presentato ricorso), sono stati assegnati solo 1,1 miliardi di metri cubi rispetto ai 5 offerti.

Per quanto riguarda i prossimi anni, sulla base degli orientamenti espressi dall'AEEG nelle sedi istituzionali, non si può escludere la possibilità di nuove gas release a carico di Eni. Al riguardo, anche il nuovo D.Lgs. sulla concorrenzialità del mercato del gas citato in precedenza, prevede che, al superamento delle soglie dimensionali di mercato, Eni sia tenuta a eseguire gas release. 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 dell'attività gas di Eni.

Da ultimo, le modalità di implementazione nell'ordinamento italiano dei contenuti della III Direttiva Gas (Direttiva 2009/73/CE) rappresentano un fattore di rischio e di incertezza in relazione alla presenza
Eni nel business regolato del trasporto del gas. La Direttiva (per maggiori informazioni v. andamento operativo del settore Gas & Power - Regolamentazione) prevede tre possibili modelli di separazione
dell'operatore del trasporto dall'impresa verticalmente integrata che opera commercialmente sul mercato del gas: la separazione proprietaria degli asset del trasporto, il modello organizzativo del gestore di sistema indipendente e il modello organizzativo del gestore di sistema di trasporto. Il Consiglio dei Ministri italiano
ha presentato, il 3 marzo 2011, uno schema di D.Lgs. per recepire la Direttiva 2009/73/CE. Tra le operazioni possibili, il decreto ha disposto l'adozione del modello ITO entro il 3 marzo 2012 da parte
di Snam Rete Gas. Attualmente Eni detiene una partecipazione del 52,54% in Snam Rete Gas che equivale a circa il 13% del totale attività del Gruppo, il 2% dei ricavi della gestione caratteristica e circa il
12% del risultato operativo di Gruppo.