Profilo dell'anno

I risultati

Solidi risultati e cash flow

+23% vs 2012

net profit

€10.97 mld

cash flow

Nel 2013 Eni ha conseguito risultati solidi in un mercato particolarmente difficile. La Divisione E&P, nonostante i problemi in Libia, Nigeria e Algeria ha confermato la sua capacità di generare profitti e cash flow elevati grazie alla leadership di costo e agli straordinari successi esplorativi. I business mid e downstream, penalizzati dalla crisi italiana ed europea, hanno rafforzato le azioni di ristrutturazione conseguendo un miglioramento della generazione di cassa di circa €2 miliardi. Infine la razionalizzazione del portafoglio, resa possibile dalle nuove scoperte, ha permesso una monetizzazione anticipata di risultato e di cassa. L’effetto complessivo di quanto realizzato ha consentito di registrare un utile netto in crescita del 23% rispetto al 2012 a €5,16 miliardi, di pagare un dividendo generoso, di lanciare il programma di riacquisto di azioni proprie, mantenendo l’indebitamento costante a €15,43 miliardi.

Azioni di turnaround nel mid-downstream

+€2 mld

di generazione di cassa

Il cash flow di €10,97 miliardi e gli incassi del programma di dismissioni di €6,36 miliardi, relativi in particolare all’operazione Mozambico, hanno consentito di finanziare integralmente i fabbisogni per investimenti tecnici di €12,75 miliardi e il pagamento del dividendo Eni di €3,95 miliardi.

Al 31 dicembre 2013 il leverage è pari a 0,25, invariato rispetto al 2012.

Il dividendo

I solidi risultati conseguiti e gli ottimi fondamentali dell’azienda consentono la distribuzione di un dividendo di €1,10 per azione (€1,08 nel 2012). Il management conferma una politica di progressivo incremento del dividendo in linea con la crescita pianificata dei risultati industriali e della generazione di cassa operativa del Gruppo.

Dividendo e dividend yield
Dividendo e dividend yield (Grafico a barre)
Dividendo e dividend yield (Grafico a linee)

Produzione di idrocarburi

Nel 2013 la produzione è stata di 1,619 milioni di boe/giorno in riduzione del 4,8% a causa di interruzioni straordinarie in Libia, Nigeria e Algeria, i cui effetti sono stati parzialmente compensati dagli avvii di nuovi giacimenti e dalla crescita dei campi avviati.

Le riserve certe di idrocarburi

Riserve certe di idrocarburi

6.54 mld boe

a fine anno

Le riserve certe a fine anno si attestano a 6,54 miliardi di boe con un tasso di rimpiazzo organico del 105%. La vita residua è di 11,1 anni.

Contratti gas

Sono state rinegoziate le condizioni d’acquisto dell’85% del gas contrattato a lungo termine con un beneficio economico nell’utile operativo di €1,4 miliardi.

Performance operativa
Performance operativa (Grafico a barre)
Performance operativa (Grafico a linee)

Vendite di gas naturale

Le vendite di gas naturale sono state di 93,17 miliardi di metri cubi con una riduzione del 2,3% rispetto al 2012 in un quadro di perdurante debolezza della domanda, pressione competitiva ed eccesso di offerta.

Indebitamento finanziario netto e leverage
Inebitamento finanziario netto e leverage (Grafico a barre)
Inebitamento finanziario netto e leverage (Grafico a linee)

Cessione partecipazione in Eni East Africa

Nel luglio 2013, Eni e China National Petroleum Corporation (CNPC) hanno finalizzato la cessione della partecipazione del 28,57% in Eni East Africa, titolare del 70% dei diritti minerari nell’Area 4 nell’offshore del Mozambico, per il corrispettivo di €3.386 milioni, ai quali corrisponde una plusvalenza di conto economico di €3.359 milioni (€2.994 milioni al netto delle imposte). CNPC attraverso la partecipazione in Eni East Africa acquisisce indirettamente una quota del 20% nell’Area 4; Eni, attraverso la partecipazione in Eni East Africa, rimane proprietaria del 50% e dell’operatorship.

Cessione partecipazione Artic Russia

Nel gennaio 2014 è stata finalizzata la cessione dell’intero pacchetto azionario (60%) detenuto da Eni nella società Artic Russia a società del gruppo Gazprom per il corrispettivo di €2,2 miliardi. Alla data di bilancio, essendosi già verificata la perdita del controllo congiunto da parte Eni, la partecipazione è stata rivalutata al fair value con un effetto a conto economico di €1,68 miliardi. Con questa dismissione Eni monetizza l’investimento giunto a un elevato grado di maturità, continuando a mantenere un forte impegno nell’upstream russo.

Riserve olio e gas
Riserve olio e gas (Grafico a torta)
Riserve olio e gas (pie chart)

Sicurezza delle persone

Indice di frequenza infortuni

-28.7%

in miglioramento per il nono anno consecutivo

Nel 2013 è proseguito il programma “eni in safety” finalizzato alla comunicazione e formazione in materia di sicurezza: a fine 2013 sono stati effettuati 185 workshop. Questo e gli altri investimenti nel campo della sicurezza hanno consentito di avere un’ottima performance nell’indice di frequenza degli infortuni (dipendenti e contrattisti) con un calo del 28,7%, confermando per il nono anno consecutivo il trend di miglioramento. Nonostante la riduzione del fatality index (-10,5%), si sono registrati 6 infortuni mortali.

Partnership per l’Energia Sostenibile

Nell’ambito di “UN Sustainable Development Solutions Network (SDSN)”, nel 2013 è proseguito l’impegno di Eni nella conduzione dell’iniziativa Energy For All in Africa Sub-Sahariana attraverso la collaborazione con la comunità internazionale per identificare e implementare soluzioni sostenibili alla sfida della povertà energetica. A tal fine, Eni beneficerà della partnership strategica siglata con l’Earth Institute della Columbia University.

Evoluzione del debito 2013 (€ millioni)
Evoluzione del debito 2013 (€ millioni) (Grafico a barre)

Rapporti con il territorio e sviluppo locale

È proseguito nel 2013 l’impegno per accrescere l’accesso all’energia in Africa Sub-Sahariana: in particolare in Mozambico nell’ambito degli accordi con le autorità, è stato annunciato l’impegno per la costruzione di una centrale da 75 MW nella provincia di Cabo Delgado. In Italia è stato stipulato un “memorandum of understanding” fra Eni e il Comune dell’Aquila che prevede interventi di recupero e di restauro della Basilica di Collemaggio e la riqualificazione dell’adiacente Parco del Sole.

Dipendenti 2013 per settore
Dipendenti 2013 per settore (Grafico a torta)

Successi esplorativi

Successi esplorativi

1.8 mld boe

di risorse scoperte nell’anno

I successi esplorativi dell’anno hanno consentito di incrementare le risorse esplorative di 1,8 miliardi di boe al costo unitario di 1,2 $/boe.

In Mozambico, oltre all’appraisal delle scoperte di Mamba e Coral, un nuovo successo è stato raggiunto nella zona meridionale dell’Area 4 con la scoperta di Agulha. Il potenziale minerario complessivo è ora stimato in 2.650 miliardi di metri cubi di gas in place.

In Congo, nel blocco offshore Marine XII, la scoperta a olio e a gas e l’appraisal di Nené Marine, nonchè l’appraisal della scoperta a gas e condensati di Litchendjili hanno evidenziato un potenziale esplorativo di 2,5 miliardi di boe in place.

In Australia, la scoperta Evans Shoal North-1 nel Mare di Timor ha consentito di individuare un reservoir con 226 miliardi di metri cubi di gas in place.

Dipendenti in servizio a fine periodo (numero)
Dipendenti in servizio a fine periodo (numero) (Grafico a barre in pila)

Acreage acquisito

Rinnovato il portafoglio minerario con l’ingresso in nuove aree a elevato potenziale per una superficie di circa 120.000 chilometri quadrati.

Avvii

In linea con i piani produttivi, nel 2013 sono stati avviati 8 major projects. I principali hanno riguardato i campi MLE-CAFC (Eni 75%) ed El Merk (Eni 12,25%) in Algeria, l’impianto di liquefazione Angola LNG (Eni 13,6%), Abo-Fase 3 in Nigeria, il giacimento giant a olio pesante Junin 5 (Eni 40%) in Venezuela, il giacimento Skuld (Eni 11,5%) in Norvegia, il giacimento Kashagan (Eni 16,81%) in Kazakhstan e il giacimento Jasmine (Eni 33%) nel Regno Unito. L’avvio dei nuovi giacimenti e le regimazione di quelli in produzione hanno contribuito con 140 mila boe/giorno alla produzione dell’anno.

Indice di frequenza infortuni (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000
Indice di frequenza infortuni (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 (Grafico a barre)

Versalis

Nel 2013 Eni, tramite la controllata Versalis attiva nella chimica, ha proseguito il processo di espansione nel settore delle bioplastiche e diversificazione dalla chimica di base, attraverso partnership strategiche con primari operatori nel campo delle biotecnologie e delle gomme, tra i quali Pirelli, Genomatica, Yulex Corporation, Lotte Chemical.

Nell’ambito della Chimica Verde sono proseguite le attività per la riqualificazione del Polo di Porto Torres ed è stata raggiunta un’importante intesa sull’avvio del progetto di trasformazione e rilancio del Sito di Porto Marghera.

Emissioni dirette di gas serra (mln ton CO2eq)
Emissioni dirette di gas serra (mln ton CO2eq) (Grafico a barre in pila)

Green Data Center

Eni ha inaugurato, a ottobre 2013, il Green Data Center, che detiene il record mondiale di efficienza energetica. Il Green Data Center ospita i sistemi di elaborazione di Eni, sia di informatica gestionale, sia di elaborazione di simulazione sismica, consentendo una riduzione di 300 mila tonnellate di CO2 l’anno.

La trasparenza nel corporate reporting

Eni si è aggiudicata, sul campione delle maggiori aziende italiane, il primo posto nella valutazione sulla trasparenza del corporate reporting condotta da Transparency International Italia. Tale valutazione ha considerato le informazioni pubblicate in merito a programmi anti-corruzione, trasparenza organizzativa e Country by Country reporting.

Profit e F&D cost per boe ($/boe)
Profit e F&D cost per boe ($/boe) (Grafico a linee)

L’impegno con il Massachusetts Institute of Technology

Nel febbraio 2013 Eni ha rinnovato il suo programma di ricerche in campo energetico in partnership con il MIT Energy Initiative (MITEI) con l’obiettivo di sviluppare tecnologie innovative e soluzioni mirate per rispondere alle sfide energetiche del presente e del futuro.

Principali dati economici e finanziari (*)

 

 

 

 

 

 

 

2011

2012

2013

(*)

Da continuing operations. Per effetto della cessione dei Business Regolati Italia, i risultati del 2012 di Snam sono stati rilevati come “discontinued operations” e rappresentati in conformità a tale trattamento contabile in tutte le parti della presente relazione.

(a)

Di competenza Eni.

(b)

L’importo 2013 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.

(c)

Prodotto del numero delle azioni in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.

Ricavi della gestione caratteristica

(€ milioni)

107.690

127.220

114.722

Utile operativo

 

16.803

15.071

8.856

Utile operativo adjusted

 

17.230

19.798

12.618

Utile netto (a)

 

6.902

4.200

5.160

Utile netto - discontinued operations (a)

 

(42)

3.590

 

Utile netto di Gruppo (a)

 

6.860

7.790

5.160

Utile netto adjusted (a)

 

6.938

7.130

4.433

Flusso di cassa netto da attività operativa

 

13.763

12.356

10.969

Investimenti tecnici

 

11.909

12.761

12.750

Dividendi per esercizio di competenza (b)

3.768

3.912

3.986

Dividendi pagati nell’esercizio

 

3.695

3.840

3.949

Totale attività a fine periodo

 

142.945

139.878

138.088

Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi a fine periodo

 

60.393

62.558

61.174

Indebitamento finanziario netto a fine periodo

 

28.032

15.511

15.428

Capitale investito netto a fine periodo

 

88.425

78.069

76.602

Prezzo delle azioni a fine periodo

(€)

16,01

18,34

17,49

Numero azioni in circolazione a fine periodo

(milioni)

3.622,7

3.622,8

3.622,8

Capitalizzazione di borsa (c)

(€ miliardi)

58,0

66,4

63,4

Principali indicatori reddituali e finanziari

 

 

 

 

 

 

 

2011

2012

2013

(a)

Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l’utile netto e il numero medio di azioni in circolazione nell’esercizio. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.

(b)

Un ADR rappresenta due azioni.

(c)

Calcolato assumendo il deconsolidamento di Snam nei periodi di confronto.

(d)

Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.

Utile netto (*)

 

 

 

 

- per azione (a)

(€)

1,90

1,16

1,42

- per ADR (a) (b)

($)

5,29

2,98

3,77

Utile netto adjusted (*)

 

 

 

 

- per azione (a)

(€)

1,92

1,97

1,22

- per ADR (a) (b)

($)

5,35

5,06

3,24

Return on average capital employed (ROACE) adjusted (c)

(%)

10,2

10,1

5,9

Leverage

 

0,46

0,25

0,25

Coverage

 

15,4

11,9

8,9

Current ratio

 

1,1

1,4

1,5

Debt coverage

 

51,3

79,8

71,1

Dividendo di competenza

(€ per azione)

1,04

1,08

1,10

Pay-out

(%)

55

50

77

Dividend yield (d)

(%)

6,6

5,9

6,5

Principali indicatori di performance

 

 

 

 

 

 

 

2011

2012

2013

(a)

Al netto dei costi generali e amministrativi.

(b)

Comprensivi di investimenti per il territorio a favore delle comunità, liberalità, contributi assicurativi, sponsorizzazioni, contributi a Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation.

(c)

Relativo alle società consolidate.

(d)

Media triennale.

(e)

Include le vendite di gas del settore Exploration & Production pari a 2,61 miliardi di metri cubi (2,73 e 2,86 miliardi di metri cubi nel 2012 e nel 2011).

Dipendenti in servizio a fine periodo

(numero)

72.574

77.838

82.289

di cui:   - donne

 

12.542

12.860

13.601

- all’estero

 

45.516

51.034

55.507

Donne in posizioni manageriali (dirigenti e quadri)

(%)

18,5

18,9

19,4

Ore di formazione

(migliaia di ore)

3.127

3.132

4.350

Indice di frequenza infortuni dipendenti

(infortuni/ore lavorate) x 1.000.000

0,65

0,57

0,40

Indice di frequenza infortuni contrattisti

 

0,57

0,45

0,32

Fatality index

(infortuni mortali/ ore lavorate) x 100.000.000

1,94

1,10

0,98

Oil spill operativi

(barili)

7.295

3.759

1.901

Emissioni dirette di gas serra

(milioni di tonnellate di CO2eq)

49,13

52,50

47,30

Costi di ricerca e sviluppo (a)

(€ milioni)

190

211

197

Spese per il territorio (b)

(€ milioni)

101

91

101

Exploration & Production

 

 

 

Riserve certe di idrocarburi

(milioni di boe)

7.086

7.166

6.535

Vita utile residua delle riserve certe

(anni)

12,3

11,5

11,1

Produzione di idrocarburi

(migliaia di boe/giorno)

1.581

1.701

1.619

Profit per boe (c)

$/boe

17,0

16,0

15,5

Opex per boe (c)

 

7,3

7,1

8,3

Cash flow per boe

 

31,7

32,8

31,9

Finding & Development cost per boe (d)

 

18,8

17,4

19,2

Gas & Power

 

 

 

Vendite gas mondo (e)

(miliardi di metri cubi)

96,76

95,32

93,17

- in Italia

 

34,68

34,78

35,86

- internazionali

 

62,08

60,54

57,31

Clienti in Italia

(milioni)

7,10

7,45

8,00

Vendite di energia elettrica

(terawattora)

40,28

42,58

35,05

Punteggio soddisfazione clienti (PSC)

(%)

88,6

89,7

90,4

Refining & Marketing

 

 

 

Lavorazioni in conto proprio

(milioni di tonnellate)

31,96

30,01

27,38

Quota di mercato rete

(%)

30,5

31,2

27,5

Vendite di prodotti petroliferi rete Europa

(milioni di tonnellate)

11,37

10,87

9,69

Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo

(numero)

6.287

6.384

6.386

Erogato medio per stazione di servizio rete Europa

(migliaia di litri)

2.206

2.064

1.828

Versalis

 

 

 

Produzioni

(migliaia di tonnellate)

6.245

6.090

5.817

Vendite di prodotti petrolchimici

 

4.040

3.953

3.785

Tasso di utilizzo medio degli impianti

(%)

65,3

66,7

65,3

Ingegneria & Costruzioni

 

 

 

Ordini acquisiti

(€ milioni)

12.505

13.391

10.653

Portafoglio ordini a fine periodo

 

20.417

19.739

17.514