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Eni Bilancio consolidato 2009



Principali indicatori di performance

Proposta di impegni nel settore dei gasdotti internazionali alla Commissione Europea
- Il 4 febbraio 2010 Eni ha presentato alla Commissione Europea una serie di impegni di carattere strutturale per la dismissione delle partecipazioni detenute nel gasdotto tedesco TENP, in quello svizzero Transitgas e in quello austriaco TAG, previo il consenso dei rispettivi partner. La Commissione Europea ha annunciato che intende sottoporre gli impegni presentati ad un market test, ad esito del quale, qualora la Commissione accettasse gli impegni presentati, si definirebbe un'indagine avviata nel maggio 2006 per presunta violazione della normativa europea sulla concorrenza che ha coinvolto i principali operatori del settore gas europeo. Eni aveva ricevuto una comunicazione di addebiti da parte della Commissione Europea
con la quale si attribuiva alla società la responsabilità di aver limitato, nel periodo 2000-2005, l'accesso da parte di operatori terzi ai gasdotti TAG, TENP e Transitgas. Considerata la rilevanza strategica del gasdotto TAG, che attraversa l'Austria trasportando il gas russo in Italia, la relativa partecipazione sarà trasferita a un soggetto controllato dallo Stato italiano. I rimedi negoziati con la Commissione lasciano inalterati i diritti di trasporto di gas contrattualizzati da Eni.
Per maggiori informazioni si veda il paragrafo "Garanzie impegni e rischi" delle note al bilancio consolidato.

Business europeo del gas
- Nel 2009 è stata completata l'acquisizione di Distrigas con l'OPA obbligatoria sulle azioni di minoranza cui è seguito il delisting del titolo Distrigas da Euronext Brussels. L'operazione ha rappresentato per Eni un importante passo avanti nel consolidamento della propria leadership nel mercato europeo del gas grazie alle significative sinergie da integrazione.

- Nonostante il deterioramento della domanda gas, nel 2009 è stata perseguita la strategia di crescita organica all'estero, con un incremento delle quote di mercato sostanzialmente in tutti i mercati target europei. Questo fattore, unitamente al pieno contributo di Distrigas, ha determinato un sostanziale riassetto del portafoglio delle vendite gas rispetto al 2008.
Nel 2009 infatti le vendite internazionali, di 63,68 miliardi di metri cubi, hanno rappresentato il 61% del totale vendite gas mondo (49% nel 2008).

Riorganizzazione Business Regolati del gas in Italia
- Nel 2009 è stata attuata la riorganizzazione delle infrastrutture gas attraverso la cessione di Italgas SpA e Stoccaggi Gas Italia SpA (Stogit) a Snam Rete Gas. L'operazione, finalizzata al conseguimento di importanti sinergie strutturali nel settore dei business regolati, consentirà ad Eni di valorizzare al meglio le attività di distribuzione e stoccaggio gas e di rafforzare la struttura patrimoniale consolidata.

Partnership strategica con Gazprom
- La partnership strategica tra Eni e Gazprom, primo produttore mondiale di gas, ha raggiunto nel 2009 il suo 40° anno di attività. I due partner intendono proseguire nello sviluppo congiunto di progetti nei settori di interesse dell'upstream e del mercato gas. In particolare, per quanto riguarda il mercato del gas è stato previsto l'ampliamento dello scope of work originario del progetto di realizzazione del gasdotto South Stream, con un incremento della capacità di trasporto della pipeline da 31 a 63 miliardi di metri cubi di gas/anno.

Progetti nell'area Hewett
- Nell'ottica di rafforzare la propria leadership europea nell'attività di stoccaggio, Eni prosegue le attività di pre-sviluppo del progetto di stoccaggio offshore di gas nell'area Hewett nei pressi del terminale di Bacton (Mare del Nord). L'obiettivo è di trasformare alcuni giacimenti esauriti dell'area in campi di stoccaggio a supporto della modulazione stagionale della domanda di gas in Regno Unito.
La sanction è prevista nel 2010 con start-up atteso nel 2015.

Risultati finanziari
- Nel 2009 l'utile netto adjusted è stato di 2.916 milioni di euro con un aumento del 10,1% rispetto al 2008 dovuto alla migliore performance operativa del mercato per effetto dello scenario positivo, del pieno contributo dei risultati di Distrigas e delle sinergie dell'acquisizione, nonché dell'impatto della rinegoziazione di contratti di fornitura di lungo termine, che hanno più che compensato gli effetti del calo dei volumi in particolare sul mercato Italia.
I Business Regolati Italia hanno confermano una sostanziale tenuta, mentre è risultato in flessione il contributo del Trasporto Internazionale.

- Per il 2010 le vendite gas sono attese in linea con il livello 2009, per aumento della pressione competitiva in particolare in Italia compensata dalla leggera ripresa in Europa, dall'effetto delle azioni di integrazione commerciale con Distrigas e della ottimizzazione del portafoglio di approvvigionamento compresa la rinegoziazione di contratti di fornitura di lungo termine.

- L'obiettivo al 2013 è di conseguire un volume di vendite di circa 118 miliardi di metri cubi per le quali Eni prevede un tasso di crescita medio annuo superiore al 3%.

- Il ROACE adjusted è stato del 12,3% (12,2% nel 2008).

- Sono stati investiti 1.686 milioni di euro per lo sviluppo e il mantenimento delle reti di trasporto e di distribuzione in Italia, l'incremento della capacità di stoccaggio e il programma di miglioramento degli standard di efficienza della generazione elettrica.

Risultati operativi
- Nel 2009 le vendite di gas naturale di 103,72 miliardi di metri cubi hanno registrato una lieve flessione rispetto al 2008 (-0,5%) per effetto essenzialmente della forte contrazione dei volumi sul mercato nazionale a causa della recessione economica e dell'intensificarsi della pressione competitiva (-12,83 miliardi di metri cubi, pari al 24,3%). Questi effetti negativi sono stati compensati dal pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi di metri cubi nell'anno) e dalla crescita organica in alcuni mercati europei.

- Le vendite di energia elettrica di 33,96 terawattora sono aumentate di 4,03 terawattora rispetto al 2008, pari al 13,5%.

- I volumi di gas trasportati sulla rete in Italia di 76,90 miliardi di metri cubi sono diminuiti del 10,2% rispetto al 2008.

GAS NATURALE

Approvvigionamenti di gas naturale

I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate, compreso l'approvvigionato Distrigas di 16,91 miliardi di metri cubi, sono stati di 88,65 miliardi di metri cubi con una diminuzione rispetto al 2008 di 1 miliardo di metri cubi, pari all'1,1%.
I volumi di gas approvvigionati all'estero (81,79 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari al 91% del totale, sono aumentati di 0,14 miliardi di metri cubi rispetto al 2008 (+0,2%), per effetto essenzialmente della crescita sui mercati europei dovuto al consolidamento di Distrigas per l'intero anno 2009, con relativi maggiori ritiri dalla Norvegia (+5,68 miliardi di metri cubi), dal Qatar (+2,20 miliardi di metri cubi) in relazione all'entrata a regime delle forniture di lungo termine di GNL, e dai Paesi Bassi (+1,90 miliardi di metri cubi). In flessione i ritiri: (i) dall'Algeria (-5,40 miliardi di metri cubi), a seguito dell'incidente della linea del gasdotto TMPC occorso nel dicembre 2008; (ii) dalla Libia (-0,73 miliardi di metri cubi); (iii) dalla Russia in particolare di gas destinato al mercato italiano (-2,75 miliardi di metri cubi), in forza anche degli accordi intervenuti con Gazprom che prevedono l'ingresso nel mercato delle forniture agli importatori italiani.
Gli approvvigionamenti in Italia (6,86 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 1,14 miliardi di metri cubi rispetto al 2008, pari al 14,3%, per effetto della flessione della produzione nazionale.
Nel 2009 i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano dalle produzioni: (i) dei giacimenti nazionali (6,5 miliardi di metri cubi); (ii) dei giacimenti libici Wafa e Bahr Essalam la cui produzione è in gran parte importata in Italia attraverso il gasdotto GreenStream. Nel 2009 i due giacimenti hanno fornito 2,5 miliardi di metri cubi in quota Eni; (iii) delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese (2,9 miliardi di metri cubi); (iv) di altre aree europee (in particolare della Croazia per 0,8 miliardi di metri cubi).
Considerando anche le vendite dirette del settore Exploration & Production in Europa e nel Golfo del Messico e il GNL approvvigionato al terminale di liquefazione di Bonny in Nigeria, i volumi di gas equity sono stati di circa 20,1 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 19% del totale delle disponibilità per la vendita.

Approvvigionamenti di gas naturale

Vendite di gas naturale

Le vendite di gas naturale del 2009 sono state di 103,72 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi, le vendite delle società collegate e le vendite E&P in Europa e nel Golfo del Messico), in lieve flessione rispetto al 2008 (-0,51 miliardi di metri cubi, pari allo 0,5%). Il contributo dell'acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi di metri cubi) ha permesso di attenuare gli effetti negativi della rilevante riduzione della domanda gas in Italia (-10%) e in Europa (-7,4%), entrambe su base destagionalizzata.

Le vendite in Italia sono state di 40,04 miliardi di metri cubi con un decremento di 12,83 miliardi di metri cubi, pari al 24,3%, dovuto essenzialmente alla significativa riduzione registrata nelle forniture ai termoelettrici (-8,01 miliardi di metri cubi), all'industria (-2,01 miliardi di metri cubi) e al settore grossisti (-1,60 miliardi di metri cubi) per effetto della contrazione dell'attività produttiva e dell'intensificarsi della pressione competitiva, in particolare nell'ultima parte dell'esercizio, anche in funzione di nuova disponibilità di gas sul mercato. In lieve aumento le vendite ai residenziali, per effetto delle condizioni climatiche più rigide registrate in particolare nel primo e quarto trimestre 2009, e i volumi destinati alla produzione interna di energia elettrica.

Le vendite internazionali di 63,68 miliardi di metri cubi sono aumentate di 12,32 miliardi di metri cubi, pari al 24%, per effetto del pieno contributo dell'acquisizione di Distrigas (+12,02 miliardi). Aumenti organici sono stati registrati in Francia (+1,27 miliardi di metri cubi) e Nord Europa (+1,10 miliardi di metri cubi). Tali incrementi sono stati parzialmente assorbiti dalle riduzioni registrate nelle vendite agli importatori in Italia (-0,77 miliardi di metri cubi), nella Penisola Iberica (-0,63 miliardi di metri cubi) e in Ungheria (-0,24 miliardi di metri cubi) dovute essenzialmente al calo della domanda.

Le vendite nei mercati extra europei (2,06 miliardi di metri cubi) sono diminuite di 0,27 miliardi di metri cubi rispetto al 2008.

Le vendite Exploration & Production in Europa e Stati Uniti (6,17 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,17 miliardi di metri cubi, pari al 2,8%.

Vendite di gas per mercato

Vendite di gas per entità

Fattori di rischio del mercato gas

Rischi e incertezze associati con i trend in atto della domanda e offerta di gas in Europa ed Italia
Nel 2009 la domanda europea di gas ha registrato una significativa flessione (-7,4% rispetto al 2008 su base destagionalizzata) a causa dell'impatto della recessione economica sull'attività produttiva e sulla richiesta di energia elettrica. La contrazione della domanda è stata particolarmente severa sul mercato nazionale che ha registrato una diminuzione di circa 9 miliardi di metri cubi rispetto al 2008 (-10%) e di 10 miliardi rispetto al livello pre-crisi del 2007 (-12%), entrambi i casi calcolati a temperature destagionalizzate.
La situazione nel mercato italiano è stata aggravata dalla contemporanea rilevante crescita dell'offerta di gas in relazione al completamento dei piani di espansione della capacità di importazione da parte di Eni e di operatori terzi. In particolare nel 2009 Eni ha finalizzato/portato a regime gli upgrading delle due principali linee di importazione da Russia e Algeria (i gasdotti TAG e TTPC) per un totale di nuova capacità di 13 miliardi di metri cubi/anno interamente messi a disposizione di terzi. Inoltre nell'ultima parte del 2009 è stato avviato il nuovo terminale di rigassificazione offshore di Rovigo della capacità di 8 miliardi di metri cubi/anno da parte di un consorzio di competitor. Pertanto la capacità di approvvigionamento gas è aumentata in misura massiccia in un periodo di forte calo della domanda creando una condizione di significativa overcapacity. In tale contesto, i risultati operativi del business gas di Eni sono stati penalizzati in termini di minori volumi di vendita e di riduzione dei margini unitari a causa della crescente pressione competitiva e del calo della domanda sia in Italia, sia in Europa dove l'offerta abbondante ha limitato la capacità di Eni di allocare le proprie disponibilità di gas. Le prospettive della domanda e dell'offerta di gas in Italia e in Europa restano sfidanti. La ripresa della domanda si stima graduale a causa delle incertezze macroeconomiche.
Infatti, la crescita economica - principale driver della domanda gas - nell'Europa dei 27 Stati è prevista debole sul breve medio termine. Inoltre la crescente adozione di modelli di consumo energetico maggiormente improntati all'efficienza e al risparmio, nonché la competizione proveniente dalle fonti di energia rinnovabile o alternativa limiteranno ulteriormente le prospettive di ripresa della domanda di gas. A tale riguardo è importante ricordare che nel Consiglio europeo del marzo 2007, i capi di Stato hanno adottato un 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%. Tali interventi sono stati ratificati dal Parlamento Europeo nel dicembre 2008.
Sulla base dei trend in atto sul lato domanda, il management Eni ha rivisto al ribasso le previsioni di crescita di lungo termine della domanda europea di gas, portandole da un precedente c.a.g.r. (compound average growth rate - tasso di crescita medio composto) del 2% fino al 2020 a un più modesto c.a.g.r. dell'1,5% che implica un volume di consumi di poco inferiore ai 600 miliardi di metri cubi al 2020 rispetto alla precedente stima di 720 miliardi. Per il mercato italiano, le previsioni di lungo termine sono per un c.a.g.r. di poco inferiore al 2%, applicato al livello di domanda 2009, che comporta un consumo di gas al 2020 di 94 miliardi di metri cubi rispetto alla stima precedente di 107 miliardi. Tale scenario di scarsa dinamicità della domanda associato all'offerta abbondante di gas potrà penalizzare i risultati e il cash flow del business del marketing del gas nei prossimi anni.

I trend negativi in atto nella domanda e offerta di gas rappresentano un fattore di rischio nell'adempimento delle obbligazioni previste dai contratti di acquisto take-or-pay
Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas sul mediolungo 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 assicureranno circa 62,4 miliardi di metri cubi/anno di gas (escluso l'approvvigionato delle altre società consolidate e collegate) hanno una vita residua media di circa 20 anni. I contratti prevedono clausole di take-or-pay in base alle quali l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o 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 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 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 scarsa dinamicità della domanda e offerta abbondante, unitamente alla possibile evoluzione della regolamentazione del settore, costituiscono dei fattori di rischio per l'adempimento delle obbligazioni derivanti dai contratti take-or-pay. Nel 2009 Eni ha rilevato debiti verso fornitori a fronte del valore delle quantità di gas relativamente alle quali, ancorché non ritirate, è sorto l'obbligo di corrispondere il prezzo contrattuale in base alle attuali clausole di take-or-pay. Nei prossimi tre anni il management ritiene che Eni incorrerà in mancati adempimenti di ritiro delle AMQ contrattuali per volumi significativi a meno di un rapido rientro dell'attuale situazione di oversupply sul mercato nazionale ed europeo, allo stato non prevedibile.
Inoltre il meccanismo degli anticipi 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. Questa situazione potrebbe comportare il rischio di impatti negativi su margini unitari, risultati operativi e cash flow.
Sulla base dei volumi e dei prezzi di vendita del gas previsti dal management nel quadriennio di piano ed oltre, le quantità relativamente alle quali potrà rendersi dovuto 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.
Eni attuerà le necessarie azioni per preservare la redditività e il cash flow dell'attività commerciale di gas naturale. Le principali iniziative identificate nei piani aziendali riguarderanno:
- azioni volte a massimizzare i volumi facendo leva sulla presenza contemporanea su più mercati, il know-how nella vendita, l'integrazione con le strutture commerciali e il portafoglio di approvvigionamento di Distrigas (che non prevede di avere obbligazioni di take-or-pay neanche nei prossimi anni) e le politiche commerciali di incremento della quota di mercato nelle principali aree di consumo europee;
- la rinegoziazione dei principali contratti di fornitura di lungo termine sulla base del diritto contrattualmente previsto di rinegoziare condizioni e termini al verificarsi di mutamenti rilevanti di mercato quali sono quelli in corso dal secondo semestre 2008. Nei primi mesi del 2010 si sono concluse alcune rinegoziazioni con un impatto positivo sia sui risultati dell'esercizio 2009 sia in chiave prospettica, assicurando a Eni una maggiore flessibilità per i propri programmi commerciali;
- nel mercato italiano, azioni di proposizione di formule di pricing innovative e di 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 circolante commerciale.

Rischi connessi con la regolamentazione del settore del gas in Italia
Il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 ha dettato norme per la liberalizzazione del mercato interno del gas naturale con un impatto significativo sull'operatività di Eni, che è presente in Italia in tutte le attività della filiera del gas naturale. L'apertura alla concorrenza del mercato del gas è stata accompagnata anche dai tetti normativi sui volumi immessi nella rete nazionale di trasporto e su quelli venduti ai clienti finali, che hanno comportato l'ingresso sul mercato di nuovi operatori con la conseguente progressiva erosione dei margini di vendita del gas. Gli altri aspetti di rilievo della regolamentazione del settore del gas in Italia sono l'accesso regolato alle infrastrutture, la separazione societaria e l'autonomia gestionale dei gestori di sistemi di trasporto, stoccaggio e distribuzione gas facenti parte 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 di poteri di regolamentazione, recentemente estesi a tutte le attività della filiera gas ed energia elettrica e in particolare in materia di fissazione dei prezzi per le forniture ai clienti del mercato domestico e di determinazione delle tariffe per l'uso delle infrastrutture di trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione del gas naturale e di approvazione dei relativi codici di accesso. In base ai principi della legge istitutiva e ad altre disposizioni normative, l'AEEG ha il potere di monitorare i livelli dei prezzi del gas naturale e di definire le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti del settore residenziale, con consumi inferiori a 200 mila metri cubi/anno. Pertanto le decisioni dell'AEEG in materia possono limitare la possibilità di trasferire sul consumatore finale gli incrementi del costo della materia prima. In tema di poteri della AEEG di fissazione delle condizioni economiche di fornitura si è concluso il lungo e complesso procedimento amministrativo avviato nel 2004 e finalizzato nel marzo 2007 con la delibera n. 79/2007, che ha previsto l'obbligo, a carico degli importatori di gas naturale, compresa Eni, di rinegoziare tutti i contratti di compravendita all'ingrosso sulla base di condizioni coerenti con le nuove modalità di indicizzazione del costo della materia prima. Nel corso del 2009, infine, con la delibera ARG/gas 64/09, l'AEEG ha determinato un nuovo meccanismo di indicizzazione del costo della materia prima applicato ai volumi consumati dai clienti che hanno diritto al servizio di tutela (i condomini ad uso domestico con consumi inferiori ai 200 mila metri cubi/anno e i clienti domestici). Tale meccanismo prevede essenzialmente il trasferimento del prezzo di un paniere di idrocarburi sul prezzo di vendita praticato ai clienti finali e la presenza di una quota fissa che si attiva solo nel caso in cui gli idrocarburi nei mercati europei raggiungano bassi livelli di prezzo.
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 che 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, ha istituito il divieto di traslare sui prezzi finali al consumo detta maggiorazione d'imposta attribuendo all'AEEG il compito di vigilare sull'osservanza del divieto. In particolare l'Autorità ha adottato un sistema di vigilanza fondato su una metodologia di analisi che prevede più livelli di approfondimento in sequenza tra loro, attraverso un indicatore che consente di concentrare l'attività di analisi sui soggetti per i quali si possa ragionevolmente ritenere più probabile la violazione del divieto di traslazione.

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 eccedenti 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.
Oltre agli elementi sopra citati, un'ulteriore fonte di incertezza normativo/regolamentare è rappresentata dalle 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. Nel 2004 Eni ha ceduto - conformemente a quanto concordato con l'Autorità garante della Concorrenza e del Mercato (ACGM) - un volume complessivo di 9,2 miliardi di metri cubi di gas naturale ripartiti in quattro anni (2,3 miliardi di metri cubi l'anno nel periodo 1° ottobre 2004 - 30 settembre 2008) con cessione contestuale della capacità di trasporto correlata. Analogamente, nel 2007 Eni si è resa disponibile a vendere a terzi al Punto di Scambio Virtuale (PSV), un volume di gas naturale di 4 miliardi di metri cubi in due anni per il periodo dal 1° ottobre 2007 al 30 settembre 2009. Per l'anno termico 2009/2010 la Legge 99/09 ha imposto ad Eni l'ulteriore obbligo di cedere al Punto di Scambio Virtuale 5 miliardi di metri cubi di gas suddivisi in lotti annuali e semestrali. Nonostante la procedura ad 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 ripetutamente dall'AEEG (da ultimo nella relazione al Parlamento sullo stato del mercato dell'energia elettrica e del gas naturale - delibera PAS 3/10), non si può escludere la possibilità di nuove gas release a carico di Eni.

GNL


Nel 2009, le vendite di GNL (12,9 miliardi di metri cubi) sono aumentate di 0,9 miliardi di metri cubi rispetto al 2008, pari al 7,5%. In particolare le vendite di GNL del settore Gas & Power (9,8 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) sono aumentate di 1,4 miliardi di metri cubi rispetto al 2008, pari al 16,7% essenzialmente per il contributo di Distrigas connesso alla regimazione delle forniture dal Qatar (+2,2 miliardi di metri cubi).

Vendite di GNL

ENERGIA ELETTRICA


Disponibilità di energia elettrica


Eni produce energia elettrica presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Livorno, Taranto, Mantova, Brindisi e Ferrara. Nel 2009 la produzione di energia elettrica è stata di 24,09 terawattora con un incremento di 0,76 terawattora rispetto al 2008, pari al 3,3%, per effetto essenzialmente delle maggiori produzioni presso il sito di Ferrara (Eni 51%), grazie all'entrata in esercizio dei due nuovi gruppi di potenza da 390 megawatt.
Al 31 dicembre 2009 la potenza installata in esercizio è di 5,3 gigawatt (4,9 gigawatt nel 2008).
Nel 2009 a completamento delle disponibilità di energia elettrica ha contribuito la maggiore attività di commercializzazione (+3,27 terawattora, pari al 49,5%) per effetto dei maggiori acquisti in borsa a condizioni favorevoli.
Entro il 2013 Eni prevede di completare il programma di espansione della capacità di generazione con l'obiettivo di una potenza installata in esercizio di 5,4 gigawatt(1). Il programma di sviluppo è attualmente in corso presso le centrali di Taranto (Eni 100%) e Ferrara (Eni 51%), nonché presso la centrale di Bolgiano (Eni 100%) di recente acquisizione.

Vendite di energia elettrica


Nel 2009 le vendite di energia elettrica (33,96 terawattora) sono state destinate ai clienti del mercato libero (73%), borsa elettrica (14%), siti industriali (9%) e altro (4%).
Nonostante il calo della domanda elettrica, rispetto al 2008, le vendite sono aumentate di 4,03 terawattora, pari al 13,5%, e hanno riguardato principalmente: (i) il mercato libero e in particolare i segmenti retail, con un incremento del tasso di penetrazione della base clienti per effetto delle campagne di marketing attuate, e grossisti, per l'avvio delle forniture nell'ambito degli accordi VPP (Virtual Power Plant) stipulati a fine 2008. In flessione le vendite ai clienti large che hanno risentito in parte della diminuzione del portafoglio clienti e della crisi economica; (ii) le vendite in borsa con un incremento di 0,88 terawattora (+23%).

Energia elettrica

Trasporto e rigassificazione di gas naturale


I volumi di gas naturale trasportati in Italia (76,90 miliardi di metri cubi) sono diminuiti di 8,74 miliardi di metri cubi rispetto al 2008, pari al 10,2%, essenzialmente per effetto dei minori volumi trasportati a seguito della contrazione della domanda.
I volumi di gas naturale trasportati per conto terzi (37,27 miliardi di metri cubi) sono aumentati di 3,43 miliardi di metri cubi rispetto al 2008, pari al 10,1%.
Nel 2009 il terminale GNL di Panigaglia (La Spezia) ha rigassificato 1,32 miliardi di metri cubi di gas naturale (1,52 miliardi di metri cubi nel 2008).

Volumi di gas naturale trasportati

Attività di stoccaggio


Nell'ambito dell'attività di stoccaggio sono stati erogati 8,71 miliardi di metri cubi di gas (+3,44 miliardi di metri cubi rispetto al 2008) e sono stati immessi in giacimento 7,81 miliardi di metri cubi (+1,51 miliardi di metri cubi rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente).

Capacità di stoccaggio

Principali iniziative di sviluppo


MERCATO
Gas naturale
Perfezionamento dell'acquisizione di Distrigas
A seguito dell'acquisizione della quota di maggioranza di Distrigas da Suez (57,24%), Eni ha lanciato un'offerta pubblica obbligatoria sul restante capitale di Distrigas (42,76%) allo stesso prezzo per azione riconosciuto a Suez (6.809,64 euro)(2). L'offerta si è conclusa il 19 marzo 2009 con l'adesione del 41,61% del capitale, compresa la quota del 31,25% in mano all'altro azionista di riferimento di Distrigas, Publigaz SCRL. Il restante 1,14% delle azioni ancora in circolazione è stato acquisito da Eni il 4 maggio 2009 in forza della procedura di squeeze-out, al perfezionamento della quale il titolo Distrigas è stato oggetto di delisting da Euronext Brussels. Il controvalore complessivo dell'offerta pubblica è stato di 2.045 milioni di euro. Al 31 dicembre 2009, Eni è pertanto titolare del 100% del capitale sociale di Distrigas, a eccezione di un'azione con diritti speciali detenuta dallo Stato belga.
L'acquisizione della società belga Distrigas ha comportato una significativa crescita del portafoglio di approvvigionamento di Eni con l'ingresso di forniture di lungo termine di circa 14,7 miliardi di metri cubi/anno (Paesi Bassi, Norvegia e Qatar) aventi una vita residua fino a un massimo di 18 anni. Nel 2009 le vendite di Distrigas sono state pari a 17,25 miliardi di metri cubi.

Progetti nell'area Hewett
A seguito della recente acquisizione della partecipazione nella Hewett Unit, proseguono le attività di pre-sviluppo del progetto di stoccaggio offshore di gas nella Hewett area (Eni 89%), situata nel Southern Gas Basin nel Mare del Nord presso il terminale di Bacton. Si stima che il working gas massimo raggiungibile sia di 5,6 miliardi di metri cubi con una erogazione di circa 60 milioni di metri cubi/giorno. Tra la fine del 2009 e l'inizio del 2010 verrà perforato un pozzo di appraisal i cui esiti forniranno i dati necessari per confermare le stime di cui sopra.
La sanction del progetto è prevista nel corso del 2010 con start-up atteso nel 2015.

BUSINESS DEL GNL
USA
Cameron Nel terzo trimestre del 2009 è entrato in esercizio il terminale di rigassificazione di Cameron realizzato lungo il Calcasieu River, a circa 15 miglia a sud di Lake Charles, in Louisiana.
In considerazione delle mutate condizioni di mercato, il 1° marzo 2010 Eni ha ridefinito con la società americana Cameron LNG i termini del contratto, originariamente stipulato nel 2005, relativo all'acquisto di capacità di rigassificazione presso il terminale. Il contratto prevede che Eni abbia a disposizione un send-out giornaliero di 572.000 milioni di btu/g (circa 5,7 miliardi di metri cubi anno) e uno stoccaggio dedicato pari a circa 160.000 metri cubi di GNL, elementi questi che consentiranno a Eni di disporre di una maggiore flessibilità nello sfruttare la stagionalità della domanda.
Inoltre, tenuto conto della situazione di oversupply in cui versa attualmente il mercato USA, il progetto Brass di sviluppo delle riserve di gas Eni in Africa Occidentale destinate al terminale di Cameron è stato riprogrammato con start-up atteso nel 2015.


Pascagoula Nell'ambito del progetto upstream per la realizzazione in Angola di un impianto di liquefazione da 5,2 milioni di tonnellate di GNL (equivalenti a circa 7,3 miliardi di metri cubi annui) destinato al mercato Nord americano, Eni ha sottoscritto con la società Gulf LNG un contratto della durata di vent'anni per l'acquisto di una quota pari a circa 5,8 miliardi di metri cubi/anno della capacità di rigassificazione del terminale che è in fase di costruzione presso Pascagoula in Mississippi. L'avvio dell'attività è previsto a fine 2012 in concomitanza con la partenza del progetto upstream in Angola.
Allo stesso tempo Eni Usa Gas Marketing Llc ha sottoscritto un contratto ventennale di acquisto di circa 0,9 miliardi di metri cubi/anno di gas rigassificato a valle del terminale da Angola Supply Services, società controllata dagli stessi azionisti di Angola LNG.

BUSINESS REGOLATI IN ITALIA
Cessione a Snam Rete Gas del 100% di Stogit e Italgas
Il 30 giugno 2009 è stata perfezionata la vendita del 100% di Italgas SpA e di Stoccaggi Gas Italia SpA (Stogit) a Snam Rete Gas (controllata al 50,03%) approvata dal Consiglio di Amministrazione Eni nel febbraio 2009, per il corrispettivo di 4.509 milioni di euro (rispettivamente 2.922 milioni di euro e 1.587 milioni di euro). L'operazione è stata finanziata da Snam Rete Gas attraverso un aumento di capitale di 3,5 miliardi di euro sottoscritto interamente dagli azionisti di minoranza e da Eni per la quota di competenza, e assunzione di debito per la parte restante. Gli effetti sul bilancio consolidato Eni sono i seguenti: (i) al 31 dicembre 2009 la posizione finanziaria netta e il patrimonio netto complessivo registrano una variazione positiva di 1,54 miliardi di euro dovuta alla sottoscrizione pro-quota dell'aumento di capitale di Snam Rete Gas da parte del mercato; (ii) a partire dal terzo trimestre, una riduzione dell'utile netto di pertinenza del Gruppo pari a circa il 45% dell'utile aggregato di Italgas e Stogit con corrispondente incremento dell'utile di pertinenza di terzi. La quota di partecipazione di Eni in Snam Rete Gas è pari al 52,54%.

PROGETTO SOUTH STREAM
Nuova intesa Eni - Gazprom
In base agli accordi tra Italia e Russia del 15 maggio 2009, il progetto di realizzazione del gasdotto South Stream prevede l'ampliamento dello scope of work originario incrementando la capacità di trasporto della pipeline da 31 a 63 miliardi di metri cubi di gas/anno.
Secondo il progetto, il South Stream sarà costituito da due sezioni: (i) la sezione offshore, che prevede l'attraversamento del Mar Nero dalla costa russa, nella stessa area di partenza del Blue Stream, a quella bulgara di Varna; (ii) la sezione onshore, che prevede l'attraversamento della Bulgaria con due possibili opzioni: una tratta verso Nord Ovest e una tratta verso Sud Ovest, che realizzerebbe l'attraversamento della Grecia e un tratto offshore nell'Adriatico per connettersi alla rete nazionale italiana.
Nel dicembre 2009 Eni e Gazprom hanno firmato un accordo per l'ingresso della compagnia francese EdF nel progetto South Stream. Le condizioni dell'accordo saranno concordate nei prossimi mesi.

TRASPORTO INTERNAZIONALE
Incidente al gasdotto TMPC
Nel corso del 2009 è stata ripristinata la piena operatività della linea del gasdotto TMPC di importazione del gas dall'Algeria che il 19 dicembre 2008 era stata danneggiata dall'ancora di una petroliera nell'attraversamento del Canale di Sicilia. Il trasporto del gas è proceduto sulle restanti linee.

TAG - Russia
Nel 2009 è stato finalizzato l'incremento della capacità di trasporto del gasdotto la cui capacità complessiva è attualmente pari a 37,4 miliardi di metri cubi/anno. La seconda e ultima tranche del potenziamento da 3,3 miliardi di metri cubi/anno è entrata in esercizio nel quarto trimestre del 2009 ed è stata interamente allocata a terzi.

Regolamentazione
Decreto Legislativo n. 164/2000
Il Decreto Legislativo n. 164/2000 impone, fino al 31 dicembre 2010, limiti dimensionali a tutti gli operatori del mercato del gas naturale, commisurati a una quota dei consumi nazionali fissata rispettivamente: (i) al 61% (nel 2009/2010), per le immissioni di gas nella rete nazionale di gasdotti sia di importazione sia di produzione nazionale ai fini della vendita; (ii) al 50% per le vendite ai clienti finali.
Le quote sono calcolate al netto dell'autoconsumo di gas naturale e, per le vendite, anche delle perdite di sistema.
Il decreto prevede un meccanismo di verifica del rispetto delle quote. La verifica è effettuata dall'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato a partire dalla chiusura del primo triennio di regolamentazione e, successivamente, su base annuale confrontando la quota media consuntivata da ciascun operatore nel triennio che si chiude con l'anno di verifica con la quota media consentita ai sensi del Decreto nello stesso periodo. Il 2009 chiude il sesto triennio di verifica del rispetto dei limiti alle immissioni in rete e il quinto triennio di verifica delle vendite ai clienti finali. La presenza di Eni nel mercato italiano è risultata entro i detti limiti.

Delibera ARG/gas 64/09: T esto integrato delle attività di vendita al dettaglio di gas naturale e gas diversi
L'Autorità per l'Energia elettrica e il Gas con la delibera ARG/gas 64/09 ha raccolto le disposizioni relative all'attività di vendita nel mercato retail del gas e ha introdotto alcune novità.
Tra le principali novità si segnalano: la definizione di un valore unico nazionale per il corrispettivo dell'attività di vendita al dettaglio, con la contemporanea introduzione di una componente della tariffa di distribuzione finalizzata a ridurre l'impatto del corrispettivo per i clienti con bassi consumi; la progressiva riduzione dell'ambito dei clienti finali tutelati; l'introduzione, dal 1° ottobre 2009, di una nuova formula di calcolo, maggiormente semplificata, della componente a remunerazione dei costi di commercializzazione all'ingrosso.

Delibera ARG/gas 159/08: Definiti i criteri tariffari per il periodo di regolazione 2009-2012 per il servizio di distribuzione e misura del gas e disposizioni transitorie per l'anno 2009
Con delibera ARG/gas 159/08 l'Autorità per l'Energia elettrica e il Gas ha stabilito una nuova metodologia di determinazione dei ricavi per il servizio di distribuzione e misura del gas. A partire dal 1° luglio 2009 e per l'intero triennio di regolazione che scadrà nel 2012, tale delibera prevede il riconoscimento di un ammontare totale di ricavi di competenza per ciascun anno del periodo di regolazione. Tale ammontare, che coincide con un valore fissato in occasione dell'approvazione da parte dell'Autorità delle richieste tariffarie di distribuzione, è denominato "Vincolo dei Ricavi Totali" (VRT) e rappresenta la remunerazione massima riconosciuta dall'Autorità a ciascun operatore a copertura dei costi sostenuti. La delibera dispone inoltre che ogni differenza, positiva o negativa, tra il VRT e i ricavi risultanti dalla fatturazione delle quantità effettivamente distribuite venga regolata attraverso un meccanismo di perequazione che prevede partite di credito o debito nei confronti della Cassa Conguaglio del settore elettrico. Per effetto della nuova modalità di determinazione dei ricavi, questi ultimi non sono più correlati alla stagionalità dei volumi erogati L'introduzione della nuova metodologia tariffaria non determina una riduzione dei ricavi complessivi su base annua.

Legge 23 luglio 2009, n. 99 - Conversione in legge del DL "Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia"
Nell'ambito dei provvedimenti adottati per fronteggiare la crisi economica, il 26 giugno 2009 il Consiglio dei Ministri ha approvato il cosiddetto "Decreto anti-crisi" il cui articolo 3, relativo agli interventi mirati alla riduzione del costo dell'energia per imprese e famiglie, ha previsto per Eni l'obbligo di nuove vendite al punto di scambio virtuale (PSV) per complessivi 5 miliardi di metri cubi di gas nel periodo ottobre 2009 - settembre 2010 (cosiddetta "gas release"). In particolare il Decreto ha previsto che tali vendite fossero effettuate con procedure concorrenziali non discriminatorie (gare) secondo condizioni e modalità stabilite su proposta dell'Autorità per l'Energia elettrica e il Gas. Il prezzo riconosciuto a Eni è stato fissato con Decreto dal Ministero dello Sviluppo Economico (MSE), sempre su proposta dell'Autorità, tenendo conto dei prezzi medi dei mercati europei più rilevanti, nonché della struttura dei costi di approvvigionamento sostenuti da Eni. La differenza positiva tra il prezzo di vendita emerso dalla procedura di assegnazione dei volumi e quello fissato dal MSE e dall'AEEG è destinata a vantaggio dei clienti finali industriali che hanno evidenziato negli ultimi tre anni un elevato coefficiente di utilizzo nei prelievi gas secondo criteri stabiliti dal MSE. Il Decreto ha previsto inoltre che l'AEEG, entro 90 giorni dalla sua entrata in vigore dovesse: (i) introdurre elementi di degressività nelle tariffe di trasporto per il periodo di regolazione 2010-2013; (ii) riformare la disciplina del bilanciamento adottando meccanismi di flessibilità a vantaggio di tutti i clienti finali compresi quelli industriali; (iii) promuovere l'offerta di servizi di punta e lo stoccaggio per i clienti industriali e termoelettrici.

Deliberazione ARG/gas 184/09 - Approvazione dei criteri per la determinazione delle tariffe per il servizio di trasporto e dispacciamento del gas naturale e regolazione delle tariffe per il servizio di misura del trasporto di gas naturale per il periodo 2010-2013
Con la deliberazione ARG/gas 184/09, pubblicata in data 2 dicembre 2009, l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas ha definito i criteri per la definizione delle tariffe di trasporto e di misura del gas naturale sulla rete nazionale e regionale dei gasdotti per il terzo periodo di regolazione (1° gennaio 2010 - 31 dicembre 2013). L'Autorità ha inoltre fissato in 33,6 milioni di euro l'ammontare da riconoscere a Snam Rete Gas per i costi addizionali sostenuti nell'anno termico 2007-2008 per l'acquisto del gas combustibile utilizzato per l'alimentazione delle centrali di spinta.
La valutazione del capitale investito netto (RAB) è effettuata sulla base della metodologia del costo storico rivalutato.
Il tasso di remunerazione (WACC) del capitale investito netto è stato fissato pari al 6,4% in termini reali prima delle imposte. Sono stati confermati gli incentivi ai nuovi investimenti, prevedendo una maggiore remunerazione rispetto al tasso base (WACC) variabile, in relazione alla tipologia di investimento, dall'1% al 3% e per un periodo da 5 a 15 anni. Gli ammortamenti delle infrastrutture di trasporto (metanodotti) sono calcolati sulla base di una vita economico-tecnica pari a 50 anni e vengono sottratti dal meccanismo del price cap. I costi operativi riconosciuti vengono determinati sulla base dei costi operativi effettivamente sostenuti nell'esercizio 2008 e incrementati del 50% dei maggiori recuperi di produttività realizzati nel secondo periodo di regolazione. Il fuel gas viene è escluso dal meccanismo del price cap. La quota parte dei ricavi correlata ai volumi effettivamente trasportati viene determinata sulla base dei costi operativi riconosciuti e risulta pari a circa il 15% dei ricavi di riferimento.

Terzo Pacchetto Energia: Direttiva 2009/73/CE
Nell'ambito del cosiddetto "Terzo Pacchetto Energia" pubblicato nel corso del 2009, la Direttiva 2009/73/CE disciplina il mercato interno del gas naturale disponendo che gli stati membri, in cui il sistema di trasporto appartenga a un'impresa verticalmente integrata, siano tenuti a scegliere la modalità attraverso la quale garantire l'indipendenza del trasportatore.
I modelli di separazione tra cui optare sono:
(i) separazione proprietaria, nelle forme alternative di:
- Ownership Unbundling (OU). Le società che detengono la proprietà delle reti e effettuano la gestione delle attività di trasporto sono proprietariamente separate dalle imprese verticalmente integrate che svolgono le attività di approvvigionamento/produzione e vendita;
- Independent System Operator (ISO). Le imprese verticalmente integrate mantengono la proprietà delle reti affidandone la gestione ad un soggetto terzo.
(ii) separazione funzionale rafforzata:
- Independent Transmission Operator (ITO). Le imprese verticalmente integrate mantengono il controllo delle società che gestiscono l'attività di trasporto e che detengono la proprietà delle reti, purché garantiscano l'indipendenza decisionale e funzionale del trasportatore.

Investimenti tecnici


Nel 2009 gli investimenti tecnici di 1.686 milioni di euro hanno riguardato essenzialmente: (i) lo sviluppo e il mantenimento della rete di trasporto del gas naturale in Italia (1.479 milioni di euro); (ii) l'incremento della capacità di stoccaggio (282 milioni di euro); (iii) l'estensione e il mantenimento della rete di distribuzione del gas naturale in Italia (278 milioni di euro); (iv) il proseguimento del programma di costruzione delle centrali a ciclo combinato per la generazione di energia elettrica (73 milioni di euro), in particolare presso il sito di Ferrara; (v) il proseguimento del programma di potenziamento delle infrastrutture di importazione del gas naturale (32 milioni di euro).

Investimenti tecnici