Piano 2016-2019 - Assemblea Ordinaria degli Azionisti 2016
-
Upload
eni -
Category
Investor Relations
-
view
2.174 -
download
0
Transcript of Piano 2016-2019 - Assemblea Ordinaria degli Azionisti 2016
eni.com
12 Maggio 2016
Assemblea Ordinaria degli Azionisti 2016
35
55
75
95
2015 2016 2017 2018 2019 2020
Scenario: Il conflitto tra breve e lungo termine
Brent ($/b)
Scenario PS 2015-’18
Scenario PS 2016-’19
20%
40%
60%
80%
100%
Q22014
Q32014
Q42014
Q12015
Q22015
Q32015
Q42015
Q12016
costi-24%
Brent & costi (%)
brent-70%
Breve termineEquilibrio finanziario Crescita
Lungo termine
9
Obiettivi Piano Strategico 2016-19
upstream
G&P
R&M
Riduzionecosti
Esplorazione: 1,6 mld di boe con UEC1 @ 2,3 $/blCAGR2 >3% di produzione dal 2015 al 2019Capex: -18%; Opex: -12% vs. PS 2015-18
Allineamento ai prezzi di mercato e riduzione costi di logisticaTotale recupero Take or Pay entro il 2019Cash Flow Operativo complessivo 2,8 Mld €
Margine di raffinazione di break-even pari a circa 3 $/b nel 2018Cash Flow Operativo: 2,9 miliardi di € nel quadriennioEBIT raffinazione sempre positivo nello scenario di Piano
Riduzione dei CAPEX del 21% vs PS 2015-18 a cambi omogeneiRiduzione dei costi esterni di supporto al business di 2,5 Mld €
Versalis Capacità di produzione delle specialties pari al 50% del totaleCash Flow Operativo positivo in tutti gli anni di piano
HSE e sostenibilità
2016: copertura organica degli investimenti a 50 $/bl2017: neutralità di cassa organica a 60 $/bl
101) UEC: Unit Exploration Cost – Costo esplorativo unitario2) CAGR: Compound Annual Growth rate - Tasso annuo di crescita composto
0
2
4
6
8
10
12
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20150
2
4
6
8
10
12
2,4 0,4 0,3 0,4 0,4 0,2 1,0
Esplorazione al top dell’industria
*Competitors = BP, Chevron, Shell, Repsol, Total, Exxon
media competitors: 0,3*
Risorse scoperte (Mld boe) Rapporto scoperte/produzione (Mld Boe)
Scoperte2008-15
Rapporto scoperte / produzione
Scoperte annue
Risorse cumulate
12
11
15$
30$
30$
0
10
20
30
2014 2016
La nostra struttura di costi nell’Upstream
*Escluso Kashagan
Costo tecnico nuovi progetti ($/boe)
Esplorazione
Costi di sviluppo
Costi operativi
Petrolio 31% - Gas 69%
Breakevennuovi progetti ($/boe)
onshore
deepwater
shallowwater
Breakeven medio nuovi progetti 27 $/boe*
12
Costi-30%
Principali Start-up
GOLIAT
Norvegia
65
1H 16
KASHAGAN
2H 16
65
Kazakhstan
JANGKRIK
Indonesia
40
1H 17
ZOHR
300
2H 17
Egitto
OCTP
Ghana
2H 17
40
15/06East hub
Angola
2H 17
45
MARINE XII
150
ongoing
Congo
13
Circa 600 Kboe/d di incremento produttivo da nuove Start-up
Operato
Start-up
Produzione di picco
Piano Investimenti 2016-2019
Upstream90%
altri settori10%
Investimenti consolidati (Mld €)
Riduzione del 18% degli investimenti
Totale Investimenti: 37 Mld €
Concentrazione sul settore upstream
Investimenti Eni dopo le operazioni di portafoglio 14
PIANO 2015-'18 PIANO 2016-'19
-39%
45
37
Zohr
-18%
Investimenti Upstream (Mld €)
Investimenti Eni prima delle operazioni di portafoglio