Principali obiettivi

• Crescita redditizia – AD Descalzi: "L’industria petrolifera sta affrontando una sfida molto complessa: ridurre i costi per soddisfare i vincoli finanziari di breve termine, continuando a creare valore nel lungo periodo. Il successo della nostra strategia di ristrutturazione e di trasformazione in una società oil & gas integrata, ci consente di affrontare questa sfida con una struttura di costi competitiva, un modello operativo efficiente e un portafoglio asset flessibile. Abbiamo iniziato un nuovo ciclo di crescita redditizia e abbiamo il potenziale per creare maggiore valore per il futuro".
  
  • Produzione: CAGR > 3% all’anno, +13% cumulato entro il 2019
  • CAPEX Upstream: -18% rispetto al Piano precedente
  • CAPEX di Gruppo: -21% a 37 miliardi di euro, OPEX stabile sotto i $7/barile nel corso del Piano
  • Esplorazione: 1,6 miliardi di boe di nuove risorse a un costo unitario di esplorazione di 2,3 $ durante il periodo di Piano
  • Break-even medio dei nuovi progetti: drastica riduzione da $45/boe a 27$/boe

• Ristrutturazione – AD Descalzi: "Stiamo continuando a ristrutturare con successo il nostro Mid-Downstream. Il business Gas & Power beneficerà della rinegoziazione dei contratti a lungo termine e della riduzione dei costi di logistica. Riguardo al settore Refining and Marketing, ci concentreremo sulla riduzione del margine di raffinazione e sul miglioramento dell'efficienza delle operazioni, difendendo allo stesso tempo la nostra quota di mercato nel retail".
  • G&P: break-even strutturale dal 2017
  • Raffinazione: riduzione del margine di raffinazione di break-even a circa 3$/barile nel 2018 mantenendo la capacità di raffinazione attuale

• Trasformazione – AD Descalzi: "Nel 2015 abbiamo raggiunto il 90% degli obiettivi di dismissioni previste nel Piano precedente. Oggi abbiamo aumentato il nostro obiettivo per i 4 anni, stabilendo nuove dismissioni per 7 miliardi di euro entro il 2019. Queste avverranno principalmente attraverso la diluizione delle nostre partecipazioni nelle recenti e importanti scoperte, in linea con la nostra strategia di dual exploration".
  • Nuove dismissioni per 7 miliardi di euro entro il 2019

• Strategia finanziaria – AD Descalzi: "Continueremo a puntare su una forte generazione di cassa attraverso una crescita sostenibile nell’Upstream, il completamento della ristrutturazione degli altri settori, una maggiore efficienza nei costi e la gestione di un portafoglio flessibile. Inoltre, grazie alla nostra flessibilità finanziaria, la nostra politica di remunerazione continuerà a essere sostenibile anche in presenza di prezzi del petrolio più bassi del previsto".
  • Riduzione costi
    • 3,5 miliardi di euro, grazie alla rinegoziazione dei contratti: sarà ridotto il differenziale tra prezzo del petrolio e costi
    • Risparmi cumulati G&A: 2,5 miliardi di euro entro il 2019, rispetto a 2 miliardi di euro del Piano precedente
  • Cash flow operativo
    • Copertura del CAPEX nel 2016 con il Brent a 50 $/barile, rispetto ai 63$/barile previsti nel Piano precedente
    • Copertura di CAPEX e dividendo con il Brent a 60$/barile nel 2017, rispetto a <$75/barile nel Piano precedente
    • Copertura di CAPEX e dividendo con il Brent <$60/barile nel 2018-19
  • Remunerazione degli azionisti
    • Proposta di dividendo per il 2016 confermata a 0,8 euro per azione, interamente pagato per cassa

Eni sta completando il suo processo di trasformazione, fondamentale in uno scenario di prezzi del petrolio così complesso, al fine di aumentare la sua crescita nel lungo termine pur rispettando i vincoli finanziari del breve periodo. Questo processo garantirà una crescita cumulata della produzione del 13% nel periodo di Piano, nonostante una riduzione del CAPEX dell’Upstream del 18%, un Ebit positivo e resiliente in tutte le altre attività di business, una forte generazione di cassa e la definizione di un nuovo programma di dismissioni per 7 miliardi di euro entro il 2019.

Un altro aspetto cruciale del modello operativo di Eni riguarda l’eccellente risultato in termini di sicurezza e ambiente, che rimangono due priorità assolute dell’azienda. Riguardo alla sicurezza, Eni è stata la best performer dell’industria petrolifera negli ultimi 3 anni, con un tasso di incidenti rilevabili (Total Recordable Injury Rate) dello 0,7 nel 2014 rispetto a una media del settore dell’1,24. Nel 2015 questo risultato è stato ulteriormente migliorato, con una riduzione del 37% raggiungendo un TRIR dello 0,45. L’obiettivo di Eni per il 2016 e oltre è un TRIR pari a zero.

In termini di ambiente, nel periodo 2010-2014, Eni ha ridotto le proprie emissioni di gas serra (GHG) del 27% da 59 MtCO2 all’anno a 43 MtCO2. Nel settore Upstream, Eni ha raggiunto un livello di emissione unitaria di 0,2 tCO2 per tonnellata di olio equivalente prodotto, mentre per il futuro, Eni punta a migliorare ulteriormente questi livelli, fissando un target di riduzione ulteriore delle emissioni unitarie del 43% entro il 2025.

Nel quadro del processo di trasformazione del Gruppo e dati gli obiettivi fissati nel Piano, la società ha intenzione di confermare un dividendo per il 2016 di € 0,8 per azione interamente pagato per cassa. La politica di distribuzione del dividendo sarà progressiva, in linea con la crescita degli utili e con la variabilità dello scenario.

Upstream

La produzione di idrocarburi è prevista in crescita di oltre il 3% all'anno nel periodo 2016-2019, e sarà realizzata principalmente attraverso il ramp-up e l’avvio di nuovi progetti che daranno un contributo totale di circa 800mila barili di olio equivalente al giorno nel 2019.
L’esplorazione rimane un fattore chiave per la crescita del valore della società. Negli ultimi 8 anni, Eni ha scoperto 11,9 miliardi di barili di risorse a un costo unitario di 1,2$/barile, che corrispondono a circa 2,4 volte il totale della produzione realizzata nel periodo, valore molto più alto della media del settore pari a 0,3.
Nell’arco del periodo di Piano, Eni prevede nuove scoperte per 1,6 miliardi di boe al costo competitivo di 2,3 $/barile e con un time-to-market per gli avvii di produzione molto ridotto, pur mantenendo una spesa media nell’esplorazione in linea con i livelli del 2015. Nonostante la riduzione del 18% del CAPEX nell’Upstream, Eni riuscirà a realizzare una crescita della produzione cumulata del 13% entro il 2019. Grazie alla flessibilità del portafoglio di Eni, alle sinergie con gli asset esistenti e alle rinegoziazioni dei contratti, il break-even medio dei nuovi progetti è stato drasticamente ridotto da 45 $ a 27 $/barile.

Gas and Power

Nel 2015 il settore G&P ha quasi raggiunto il break-even, grazie alla rinegoziazione dei contratti gas a lungo termine e alla riduzione dei costi di logistica. Il nuovo Piano migliorerà la redditività del settore concentrandosi su:
• rinegoziazione dei contratti a lungo termine, al fine di completare l’allineamento dei contratti gas alle condizioni di mercato;
• ridimensionamento della base costi operativi e di logistica;
• massimizzazione del valore attraverso l’ampliamento del 20% della base clienti nel retail, facendo leva sulle sinergie dei nostri canali di vendita.
Il flusso di cassa operativo cumulato nel periodo 2016-19 sarà pari a 2,8 miliardi di euro, con un Ebit di 900 milioni nel 2019. Il business G&P raggiungerà il break-even strutturale nel 2017.

Refining & Marketing

Al fine di affrontare le debolezze strutturali del settore della Raffinazione, l’obiettivo di Eni è di ridurre il margine di raffinazione di break-even a circa 3 $/barile entro il 2018 pur mantenendo l’attuale capacità di raffinazione. Questo consentirà di generare un flusso di cassa operativo cumulato di 2,9 miliardi di euro nel periodo di Piano.
L’unità di business Refining ha raggiunto il break-even dell’Ebit adjusted nel 2015, 2 anni prima del previsto. Refining and Marketing raggiungerà un Ebit adjusted di 700 milioni di euro entro il 2019.

Strategia finanziaria

Il Piano di investimenti quadriennale è focalizzato su progetti ad alto valore e con rapidi ritorni e sullo sviluppo di progetti convenzionali. Il CAPEX di circa 37 miliardi di euro rappresenta una riduzione del 21% a un tasso di cambio costante rispetto al Piano precedente. In termini di costi operativi, Eni punta a mantenere un OPEX inferiore a 7 $/boe, nonostante un possibile recupero futuro dei prezzi del petrolio e l'avvio dei campi giant che prevedono costi più elevati rispetto alla media. Il nuovo piano di dismissioni consentirà di realizzare circa 7 miliardi di euro principalmente attraverso la diluizione delle alte quote di partecipazione detenute nelle recenti importanti scoperte, in linea con la nostra strategia di "dual exploration". Inoltre, il CAPEX non impegnato, che rappresenta circa il 40% degli investimenti totali nel 2017-2019, fornisce al portafoglio Eni una grande flessibilità nel caso in cui dovesse permanere uno scenario di prezzi bassi del petrolio.

In conclusione, la trasformazione strategica delineata nel Piano darà vita a una Eni molto più robusta, che sarà in grado di affrontare un periodo di prezzi bassi del petrolio continuando a creare valore in modo sostenibile.