Overview

Rischi del settore europeo del gas
A livello europeo il settore del gas è caratterizzato da incertezza nei prezzi e nella rimuneratività, causata da un’ampia offerta a fronte di una bassa domanda e da una forte competitività tra gli operatori. Per far fronte ai rischi derivanti da questa situazione, Eni valuta attentamente l’andamento del mercato e adotta misure adattative in particolare a livello degli accordi di fornitura. La forma contrattuale privilegiata è il take-or-pay, integrata con una rinegoziazione continua in modo da adattare il business al livello della domanda e ai prezzi all’origine. Per la situazione italiana Eni tiene conto di ulteriori fattori e in particolare delle decisioni dell’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI). In questa pagina puoi trovare tutti i dettagli sulla nostra gestione dei rischi associati al quadro competitivo del settore europeo e italiano del gas.

Situazione generale e previsioni del management

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 di crescita insufficiente. L’andamento della domanda riflette in particolare la crisi del settore termoelettrico, penalizzato sia dalla scarsa dinamicità dell’attività produttiva sia dalla competizione da parte delle energie rinnovabili e del carbone, feedstock più economico del gas. Nel 2015 i consumi di gas hanno registrato una ripresa su base normalizzata del 2,8% (9% includendo l’effetto climatico che riflette le temperature eccezionalmente miti del 2014) dovuta a una moderata crescita economica a fattori contingenti, quali l’importante produzione idroelettrica del 2014. Guardando al futuro, il management non prevede alcun apprezzabile miglioramento dei fondamentali che rimangono su livelli depressi e proietta un profilo di crescita della domanda sostanzialmente piatto in Italia e in Europa con volumi target al 2019 pari rispettivamente a circa 70 e 460 miliardi di metri cubi, con tassi d’incremento medi inferiori all’1%. L’offerta è prevista abbondante per effetto dell’entrata in esercizio di numerosi progetti GNL nell’area del Pacifico/Australia e negli Stati Uniti dove le enormi disponibilità di shale gas saranno valorizzate attraverso la riconversione di terminali di rigassificazione inattivi in impianti per l’export di GNL. Considerato il difficile scenario competitivo del settore gas, il management ha periodicamente rinegoziato il prezzo e le condizioni di prelievo dei contratti di approvvigionamento long-term con clausole di take-or-pay (v. paragrafo sui rischi dei contratti di take-or-pay nella Relazione Finanziaria Annuale 2015) per preservare la redditività del business. Per effetto del round di rinegoziazioni finalizzate tra il 2013 e 2015, il portafoglio di approvvigionamento Eni è attualmente indicizzato per circa il 70% alle quotazioni hub in luogo delle precedenti formule oil-linked, riducendo proporzionalmente il rischio commodity derivante dal diverso mix di indicizzazione tra prezzi di vendita hub-related e i costi d’acquisto. Il management prevede che nel prossimo quadriennio il debole andamento della domanda a causa delle incertezze macroeconomiche e della crisi del termoelettrico, il permanere di offerta abbondante e la forte pressione competitiva con la 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 considerazione delle rigidità imposte dai vincoli minimi di prelievo dei contratti long-term con clausole di take-or-pay.

Contratti take or pay e rinegoziazione

In particolare i risultati del business wholesale sono esposti alla volatilità del differenziale tra quotazioni spot presso gli hub europei, alle quali è indicizzato la maggior parte del gas approvvigionato, e il prezzo spot all’hub virtuale italiano (PSV) principale riferimento dei prezzi di vendita Eni. In tale scenario il management continuerà nella strategia di rinegoziare i contratti di approvvigionamento long-term con l’obiettivo di allineare costantemente il costo del gas alle condizioni di mercato e di ridurre i vincoli di prelievo, in forza della previsione statutaria che consente alle parti di rivedere periodicamente i termini essenziali del contratto per incorporare l’evoluzione del quadro competitivo. L’esito delle rinegoziazioni in corso è incerto in relazione sia all’entità dei benefici economici, sia al timing di rilevazione a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo tra le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità di ciascuna controparte di ricorrere all’arbitrato per la definizione delle controversie commerciali, questo rende maggiormente incerto l’esito delle stesse. Analoghe considerazioni valgono per i contratti di vendita con riferimento ai quali sono in corso o si prevedono rinegoziazioni per allineare il prezzo di vendita e le altre condizioni di fornitura al mercato. L’andamento del costo oil-linked del gas nei mercati dove è ancora prevalente tale tipo di indicizzazione (ad es. Far East) tenderà a ridurre la redditività delle vendite internazionali di GNL a causa della riduzione dei margini d’arbitraggio. 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 con termine residuo medio di circa 12 anni prevedono la clausola di take-or-pay in base alla quale l’acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista 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 contrattuale già corrisposto. 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 impossibilità a recuperare i volumi prepagati in funzione dell’andamento della domanda. Inoltre, alla luce del trend ribassista dei prezzi delle commodity, Eni è esposta al rischio che il gas prepagato all’atto dell’utilizzo e del rigiro a conto economico possa avere un costo d’iscrizione superiore al costo medio corrente del portafoglio di approvvigionamento di Eni. Il management ritiene che gli attuali trend di mercato di perdurante debolezza della domanda e di offerta abbondante, forte pressione competitiva e i possibili cambiamenti nella regolamentazione del settore costituiscano fattori di rischio potenziale per l’adempimento delle obbligazioni di prelievo minimo stabilite dai contratti di approvvigionamento take-or-pay. Nel medio termine questo rischio sarà mitigato dalla riduzione degli impegni contrattuali d’acquisto dovuto alla scadenza di alcuni contratti. In tale scenario, il management è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay e l’associato rischio finanziario. Grazie agli esiti del più recente round negoziale e delle azioni eseguite, Eni è stata in grado di recuperare una parte significativa dei volumi di gas prepagati nel corso del downturn del settore gas a causa dell’obbligo take-or-pay, riducendo l’ammontare del deferred cost iscritto all’attivo patrimoniale da un massimo di €2,4 miliardi a fine 2012 a €0,4 miliardi alla data del bilancio 2015. Il management ritiene che i volumi di gas prepagati residui a fine 2015 saranno quasi completamente ritirati entro l’orizzonte di piano nel rispetto dei termini contrattuali con il conseguente recupero dell’anticipo corrisposto.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas in Italia

L’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI), 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’AEEGSI in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale. I clienti che hanno attualmente 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. Nel 2013 l’Autorità ha riformato la struttura delle tariffe gas ai clienti tutelati del segmento civile con il passaggio all’indicizzazione hub della componente a copertura del costo della materia prima – quotazioni forward rilevate presso l’hub olandese TTF – in luogo della precedente prevalentemente oil-linked, in un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all’olio. In tale ambito, l’Autorità introduce, con la delibera 447/2013/R/GAS, fra gli strumenti compensativi per gli operatori titolari di contratti di lungo termine, un meccanismo facoltativo “per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine”. Tale meccanismo di compensazione, imperniato sul cosiddetto APR (ammontare pro rinegoziazione), ha il duplice obiettivo da un lato di assicurare a tali operatori titolari di contratti di approvvigionamento long-term (tipicamente oil-linked) una graduale transizione al nuovo regime dei prezzi, compensando parte dei maggiori costi di approvvigionamento long-term non più recuperabili attraverso la tariffa, dall’altro di garantire i clienti tutelati nel caso di inversione di tendenza tra i prezzi spot del gas e le formule long-term nei tre anni successivi alla riforma. Il periodo di riferimento del Meccanismo APR è costituito dai tre anni termici 2014/2016. L’importo iniziale della compensazione è stato definito dall’Autorità nel 2013 per ciascun operatore sulla base della documentazione presentata, considerando il differenziale tra il costo medio efficiente teorico dei contratti di lungo periodo (cd. Ptop) e il prezzo espresso dal mercato hub (riferimento TTF). La curva di costo elaborata dall’Autorità, con riferimento all’anno termico 2013, restituiva una dinamica del costo di approvvigionamento, al variare del prezzo del greggio, molto simile a quella del portafoglio di Eni. Sulla base di tali evidenze, l’Autorità ha determinato (con riferimento ai volumi Eni ed ad una lettura forward delle formule di prezzo) una compensazione totale massima per il triennio di vigenza del meccanismo pari a +€160 milioni. La delibera prevede una regolazione finanziaria del corrispettivo con una proporzione, sui tre anni termici di riferimento, pari a 40/40/20%. Il meccanismo prevede un processo di aggiornamento dell’APR nel triennio volto a confermare il valore inizialmente previsto, ovvero, in caso di inversione tra prezzo di approvvigionamento oil-linked e prezzo spot, a determinare una restituzione ai clienti finali fino a 3 volte l’importo inizialmente definito: circa €480 milioni. A dicembre 2014 l’AEEGSI ha aggiornato l’indice di costo efficiente di approvvigionamento (Ptop2014) che applicato allo scenario 2014 con il Brent a circa 100 dollari/barile ha consentito di confermare la prima tranche del corrispettivo iniziale pari per Eni a circa €64 milioni rilevati nel bilancio 2014 (40% del valore della compensazione massima iniziale). Nel novembre 2015 con la delibera 556/2015/R/GAS, l’Autorità ha aggiornato l’indice di costo per il 2015 (Ptop2015) che ha portato a confermare l’ammontare stabilito della compensazione pari a €160 milioni, rilevato nel bilancio 2015 nella misura del 40% per ulteriori €64 milioni. Considerato lo scenario corrente e le odierne quotazioni petrolifere depresse rimane il rischio nell’ultimo esercizio termico di applicazione del meccanismo di possibili ricadute sull’aggiornamento finale dell’indice Ptop. Per questo motivo, quando a novembre 2016 l’Autorità procederà al terzo ed ultimo aggiornamento dell’indice Ptop per l’anno termico 2016, potrebbero verificarsi diversi scenari sulla base della interpretazione della delibera, con esito teorico finale compreso tra i due estremi per Eni:
  • conferma dell’ammontare della compensazione iniziale pari per Eni a €160 milioni (da rilevare nel bilancio 2016 in misura pari al residuo 20% per ulteriori €32 milioni)
  • onere – nel triennio – fino all’importo massimo di €480 milioni, ai quali sarebbe da aggiungere la restituzione dei proventi contabilizzati nel 2014 e nel 2015 pari a circa €128 milioni. Quest’ultima ipotesi è remota.
In considerazione degli scenari futuri delle quotazioni petrolifere e dei prezzi degli hub e della circostanza che in fase di prima applicazione attraverso la delibera 549/2014 l’AEEGSI non ha fornito elementi sufficienti ai fini delle modalità di aggiornamento della compensazione complessiva stabilita all’inizio del programma, Eni ha prudenzialmente impugnato la delibera 549/2014 eccependo l’incongruenza dei potenziali risultati e i connessi profili di legittimità.

Voci collegate

Il rischio di mercato

Eni gestisce attivamente i rischi di mercato, derivanti dall’andamento dei tassi di cambi, dei tassi d’interesse e dei prezzi delle commodity.

Rischio di credito

Eni gestisce in modo differenziato il rischio credito, a seconda che le sue controparti siano di natura commerciale o finanziaria.

Rischio di liquidità

Eni gestisce il rischio liquidità grazie a una specifica struttura finanziaria e allo stato attuale dispone di fonti di finanziamento adeguate.

Rischio Paese

Gran parte delle nostre operazioni si svolge in aree potenzialmente instabili, per questo dedichiamo molta attenzione alla gestione del rischio Paese.

Rischi specifici dell’attività di ricerca e produzione di idrocarburi

Eni valuta e gestisce attivamente i rischi specifici connessi alle operazioni di ricerca, sviluppo e produzione di gas e olio.

Il rischio operation e rischi connessi in materia HS&E

Eni previene i rischi operativi legati alle sue attività industriali, rispettando la normativa internazionale e applicando best practices.

Rischio di coinvolgimento in procedimenti legali e indagini anticorruzione

Eni gestisce la possibilità di essere coinvolta in azioni legali stanziando un fondo specifico in bilancio e valutando i fattori di rischio.

Rischio di cyber attack

Eni è in grado di continuare o ripristinare la sua operatività in caso di interruzioni, incidenti o cyber attack ai suoi sistemi informativi.
Back to top