performance

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Performance dell'anno

Successi esplorativi
3.4 mld boe

di risorse scoperte nel triennio
2014-2016

Riserve certe di idrocarburi
7.5 mld boe

a fine anno con tasso
di rimpiazzo del 193%

Ottimizzazione dei costi
-19%

Capex a cambi costanti

-€0.8mld

G&A

Piano di dismissioni
€2.6 mld

~40% del piano 2016-2019

Sviluppo giacimenti

Start-up pianificati, ramp-up 2016 e ottimizzazioni produttive

circa 850 mila boe/g

nel 2020

Sicurezza delle persone
-21%TRIR
Decarbonizzazione

Avvio progetto Italia con

220 MWp

al 2022 di capacità installata

Emissioni GHG
-9% GHG

per unità di produzione

-43%

vs 2014 target al 2025

  • Principali dati
  • Principali indicatori
  • Principali dati economici e finanziari(*)(**)

     

     

     

     

     

     

     

    2014

    2015

    2016

    (*)

    Da continuing operations. I risultati del settore Saipem, oggetto di deconsolidamento nel gennaio 2016 a seguito della perdita del controllo, sono stati rilevati nei periodi di confronto come discontinued operations secondo i criteri di cui all’IFRS5.

    (**)

    Dal 1° gennaio 2016 Eni ha modificato, su base volontaria, il criterio di valutazione dei costi relativi all’attività esplorativa adottando il metodo dello “sforzo coronato da successo” - Successful Effort Method (SEM). I dati dei periodi di confronto sono stati coerentemente riesposti. La modifica ha comportato in particolare un incremento dei saldi iniziali 1.01.2014 delle voci immobili, impianti e macchinari di €3.524 milioni; delle attività immateriali di €860 milioni e del patrimonio netto Eni di €3.001 milioni. Altre variazioni hanno riguardato le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite e altre voci minori. Con riferimento all’esercizio 2015, l’adozione del SEM ha comportato un peggioramento dell’utile operativo reported di €815 milioni. Maggiori informazioni sono fornite nelle note al bilancio consolidato 2016.

    (a)

    Di competenza Eni.

    (b)

    Misure di risultato non-GAAP. I dati di confronto sono elaborati su base standalone cioè escludono del tutto e non limitatamente ai rapporti con terzi, il contributo di Saipem alle continuing operations, assumendo pertanto il deconsolidamento della stessa.

    (c)

    L’importo 2016 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.

    (d)

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

    Ricavi della gestione caratteristica

    (€ milioni)

    98.218

    72.286

    55.762

    Utile (perdita) operativo

     

    8.965

    (3.076)

    2.157

    Utile (perdita) operativo adjusted(b)

     

    11.223

    4.486

    2.315

    Utile (perdita) netto adjusted(a)(b)

     

    3.723

    803

    (340)

    Utile (perdita) netto(a)

     

    1.720

    (7.952)

    (1.051)

    Utile (perdita) netto - discontinued operations(a)

     

    (417)

    (826)

    (413)

    Utile (perdita) netto di Gruppo(a) (continuing e discontinued operations)

     

    1.303

    (8.778)

    (1.464)

    Utile (perdita) complessivo(a)

     

    6.817

    (3.416)

    819

    Flusso di cassa netto da attività operativa(b)

     

    13.544

    12.155

    7.673

    Investimenti tecnici

     

    11.178

    10.741

    9.180

    di cui: ricerca esplorativa

     

    1.030

    566

    417

    sviluppo riserve di idrocarburi

     

    9.021

    9.341

    7.770

    Dividendi per esercizio di competenza(c)

     

    4.037

    2.880

    2.881

    Dividendi pagati nell’esercizio

     

    4.006

    3.457

    2.881

    Totale attività a fine periodo

     

    150.366

    139.001

    124.545

    Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi a fine periodo

     

    65.641

    57.409

    53.086

    Indebitamento finanziario netto a fine periodo

     

    13.685

    16.871

    14.776

    Capitale investito netto a fine periodo

     

    79.326

    74.280

    67.862

    di cui: Exploration & Production

     

    51.061

    53.968

    57.910

    Gas & Power

     

    9.031

    5.803

    4.100

    Refining & Marketing e Chimica

     

    9.711

    6.986

    6.981

    Prezzo delle azioni a fine periodo

    (€)

    14,5

    13,8

    15,5

    Numero medio ponderato di azioni in circolazione

    (milioni)

    3.610,4

    3.601,1

    3.601,1

    Capitalizzazione di borsa(d)

    (€ miliardi)

    52

    50

    56

  • Principali indicatori reddituali e finanziari

     

     

     

     

     

     

     

    2014

    2015

    2016

    (a)

    Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l’utile netto/cash flow 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 Reuters (WMR).

    (b)

    Un ADR rappresenta due azioni.

    (c)

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

    Utile (perdita) netto - continuing operations

     

     

     

     

    - per azione(a)

    (€)

    0,48

    (2,21)

    (0,29)

    - per ADR(a)(b)

    ($)

    1,27

    (4,90)

    (0,65)

    Utile (perdita) netto adjusted - continuing operations

     

     

     

     

    - per azione(a)

    (€)

    1,16

    0,37

    (0,09)

    - per ADR(a)(b)

    ($)

    3,08

    0,82

    (0,20)

    Cash flow - continuing operations

     

     

     

     

    - per azione(a)

    (€)

    4,01

    3,58

    2,13

    - per ADR(a)(b)

    ($)

    10,66

    7,95

    4,72

    Return on average capital employed (ROACE) adjusted

    (%)

    5,8

    1,8

    0,2

    Leverage

     

    21

    29

    28

    Coverage

     

    7,7

    (2,4)

    2,4

    Current ratio

     

    1,5

    1,4

    1,4

    Debt coverage

     

    105,7

    76,3

    51,9

    Dividendo di competenza

    (€ per azione)

    1,12

    0,80

    0,80

    Total Share Return (TSR)

    (%)

    (11,9)

    1,1

    19,2

    Pay-out

    (%)

    310

    (33)

    (197)

    Dividend yield(c)

    (%)

    7,6

    5,7

    5,4

Principali indicatori di performance(a)

 

 

 

 

 

 

 

2014

2015

2016

(a)

Relativi alle continuing operations.

(b)

Eventi incidentali non trasformati in danni o infortuni.

(c)

Al netto dei costi generali e amministrativi.

Dipendenti in servizio a fine periodo

(numero)

34.846

34.196

33.536

di cui: donne

 

8.076

7.960

7.700

all’estero

 

13.639

13.316

12.626

Dipendenti all’estero locali

(%)

86

85

85

Donne in posizioni manageriali (dirigenti e quadri)

(%)

23

24

24

Pay gap (donne vs uomini)

(%)

97

97

97

TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)

(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

0,71

0,45

0,35

di cui: dipendenti

 

0,56

0,41

0,36

contrattisti

 

0,79

0,47

0,35

Fatality index (dipendenti e contrattisti)

(infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000

1,03

1,46

0,72

Near miss(b)

(numero)

1.729

1.489

1.644

Spese in formazione

(€ milioni)

39,1

29,1

26,6

Ore di formazione

(migliaia di ore)

1.213

1.099

939

di cui: e-learning

 

120

183

197

Volumi totali Oil spill (>1 barile)

(barili)

15.562

16.481

5.648

di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo

 

14.401

14.847

4.489

operativi

 

1.161

1.634

1.159

Emissioni dirette di gas serra (GHG)

(milioni di tonnellate di CO2eq)

42,02

41,56

40,10

di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo

 

30,92

31,49

30,60

CO2 equivalente da flaring

 

5,73

5,51

5,40

CO2 equivalente da metano incombusto e da emissioni fuggitive

 

3,48

2,77

2,42

CO2 equivalente da venting

 

1,89

1,80

1,67

Prelievi idrici totali

(milioni di metri cubi)

1.874

1.805

1.851

di cui: acqua di mare

 

1.704

1.634

1.710

acqua dolce

 

160

157

130

acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie

 

10

13

12

Spese in R&S(c)

(€ milioni)

174

176

161

di cui: new energy

 

 

 

51

Domande di primo deposito brevettuale

(numero)

64

33

40

di cui: depositi sulle fonti rinnovabili

 

29

16

12

Fornitori utilizzati

(numero)

13.145

11.380

10.041

Procurato totale

(€ milioni)

24.068

20.350

13.249

di cui: locale

 

15.183

13.412

10.390

Interventi sul territorio derivanti da accordi, convenzioni e PSA (community investment)

(€ milioni)

65

75

67

  • Exploration & Production
  • Gas & Power
  • Refining & Marketing e Chimica
  • Exploration & Production

     

     

     

     

     

     

     

    2014

    2015

    2016

    (a)

    Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

    (b)

    Relativo alle società consolidate.

    (c)

    Media triennale.

    (d)

    Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 122 mln di tep, 125 mln di tep e 117 mln di tep, rispettivamente nel 2016, 2015 e 2014.

    Dipendenti in servizio a fine periodo

    (numero)

    12.777

    12.821

    12.494

    TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)

    (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

    0,56

    0,34

    0,34

    di cui: dipendenti

     

    0,20

    0,22

    0,34

    contrattisti

     

    0,68

    0,39

    0,34

    Riserve certe di idrocarburi

    (milioni di boe)

    6.602

    6.890

    7.490

    Vita utile residua delle riserve certe

    (anni)

    11,3

    10,7

    11,6

    Produzione di idrocarburi(a)

    (migliaia di boe/giorno)

    1.598

    1.760

    1.759

    Tasso di rimpiazzo organico delle riserve

     

    112

    148

    193

    Profit per boe(b)(c)

    ($/boe)

    14,5

    7,4

    2,7

    Opex per boe

     

    8,4

    7,2

    6,2

    Cash flow per boe

     

    30,1

    20,9

    12,9

    Finding & Development cost per boe(c)

     

    21,5

    19,3

    13,2

    Emissioni dirette di GHG

    (milioni di tonnellate di CO2eq)

    23,4

    22,8

    20,4

    Emissioni di CO2eq/produzione lorda di idrocarburi (100% operata)(d)

    (tonnellate di CO2eq/tep)

    0,201

    0,182

    0,166

    % di acqua di formazione reiniettata

    (%)

    56

    56

    58

    Volume di idrocarburi inviato a flaring

    (milioni di metri cubi)

    1.767

    1.989

    1.950

    di cui: di processo

     

    1.678

    1.564

    1.530

    Oil spill operativi (>1 barile)

    (barili)

    936

    1.177

    1.025

    Interventi sul territorio derivanti da accordi, convenzioni e PSA (community investment)

    (€ milioni)

    63

    72

    63

  • Gas & Power

     

     

     

     

     

     

     

    2014

    2015

    2016

    (a)

    Relativi alle continuing operations.

    (b)

    Valutazione media data dai risultati ottenuti dalle interviste ai clienti sulle performance relative a chiarezza, cortesia e attesa.

    Dipendenti in servizio a fine periodo

    (numero)

    4.561

    4.484

    4.261

    TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)

    (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

    0,82

    0,89

    0,28

    di cui: dipendenti

     

    0,87

    0,91

    0,27

    contrattisti

     

    0,70

    0,81

    0,31

    Vendite gas mondo

    (miliardi di metri cubi)

    89,17

    90,88

    88,93

    - in Italia

     

    34,04

    38,44

    38,43

    - internazionali

     

    55,13

    52,44

    50,50

    Clienti in Italia

    (milioni)

    7,9

    7,9

    7,8

    Emissioni dirette di GHG

    (milioni di tonnellate di CO2eq)

    10,12

    10,57

    11,22

    Emissioni di GHG/energia elettrica equivalente (EniPower)

    (gCO2eq/kWheq)

    409

    409

    398

    Capacità installata centrali elettriche

    (GW)

    5,3

    4,9

    4,7

    Energia elettrica prodotta

    (terawattora)

    19,55

    20,69

    21,78

    Vendite di energia elettrica

     

    33,58

    34,88

    37,05

    Grado soddisfazione clienti(b)

    (scala da 0 a 100)

    81,4

    85,6

    86,2

  • Refining & Marketing e Chimica

     

     

     

     

     

     

     

    2014

    2015

    2016

    (a)

    Nel 2014: Livorno, Sannazzaro, Taranto, Gela; dal 2015: Livorno, Sannazzaro e Taranto.

    Dipendenti in servizio a fine periodo

    (numero)

    11.884

    10.995

    10.858

    TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)

    (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000

    1,51

    1,07

    0,38

    di cui: dipendenti

     

    1,60

    0,97

    0,44

    contrattisti

     

    1,40

    1,17

    0,32

    Oil spill operativi (>1 barile)

    (barili)

    225

    427

    134

    Emissioni dirette di GHG

    (milioni di tonnellate di CO2eq)

    8,45

    8,19

    8,50

    Emissioni SOx (ossidi di zolfo)

    (migliaia di tonnellate di SO2eq)

    6,84

    6,17

    4,35

    Lavorazioni in conto proprio

    (milioni di tonnellate)

    25,03

    26,41

    24,52

    Quota di mercato rete in Italia

    (%)

    25,5

    24,5

    24,3

    Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa

    (milioni di tonnellate)

    9,21

    8,89

    8,59

    Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo

    (numero)

    6.220

    5.846

    5.622

    Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa

    (migliaia di litri)

    1.725

    1.754

    1.742

    Capacità bilanciata delle raffinerie

    (mgl bbl/g)

    617

    548

    548

    Capacità delle bioraffinerie

    (migliaia di tonnellate/anno)

    360

    360

    360

    Produzione di biocarburanti

    (migliaia di tonnellate)

    105

    179

    191

    Emissioni di GHG/lavorazioni di greggio e semilavorati (raffinerie tradizionali)(a)

    (tonnellate CO2eq/kt)

    287

    237

    272

    Produzioni di prodotti petrolchimici

    (migliaia di tonnellate)

    5.283

    5.700

    5.646

    Vendite di prodotti petrolchimici

     

    3.463

    3.801

    3.759

    Tasso di utilizzo medio degli impianti

    (%)

    71

    73

    72

Commento ai risultati economico-finanziari

Conto economico

 

 

 

 

 

 

 

 

(€ milioni)

2014

2015

2016

Var. ass.

Var. %

Ricavi della gestione caratteristica

98.218

72.286

55.762

(16.524)

(22,9)

Altri ricavi e proventi

1.079

1.252

931

(321)

(25,6)

Costi operativi

(80.333)

(59.967)

(47.118)

12.849

21,4

Altri proventi (oneri) operativi

145

(485)

16

501

..

Ammortamenti

(7.676)

(8.940)

(7.559)

1.381

15,4

Svalutazioni (riprese di valore) nette

(1.270)

(6.534)

475

7.009

..

Radiazioni

(1.198)

(688)

(350)

338

49,1

Utile (perdita) operativo

8.965

(3.076)

2.157

5.233

..

Proventi (oneri) finanziari

(1.167)

(1.306)

(885)

421

32,2

Proventi (oneri) netti su partecipazioni

476

105

(380)

(485)

..

Utile (perdita) prima delle imposte

8.274

(4.277)

892

5.169

..

Imposte sul reddito

(6.466)

(3.122)

(1.936)

1.186

38,0

Tax rate (%)

78,1

..

..

 

 

Utile (perdita) netto - continuing operations

1.808

(7.399)

(1.044)

6.355

85,9

Utile (perdita) netto - discontinued operations

(949)

(1.974)

(413)

1.561

 

Utile (perdita) netto

859

(9.373)

(1.457)

7.916

84,5

di competenza:

 

 

 

 

 

Eni:

1.303

(8.778)

(1.464)

7.314

83,3

- continuing operations

1.720

(7.952)

(1.051)

6.901

86,8

- discontinued operations

(417)

(826)

(413)

413

50,0

Interessenze di terzi:

(444)

(595)

7

602

..

- continuing operations

88

553

7

(546)

(98,7)

- discontinued operations

(532)

(1.148)

 

1.148

..

Risultati adjusted

 

 

 

 

 

 

(€ milioni)

2014

2015

2016

Var. ass.

Var. %

Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations

12.337

5.708

2.315

(3.393)

(59,4)

Ripristino elisioni transazioni Intercompany vs. discontinued operations

(1.114)

(1.222)

 

 

 

Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations su base standalone

11.223

4.486

2.315

(2.171)

(48,4)

 

 

 

 

 

 

Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations

1.720

(7.952)

(1.051)

6.901

86,8

Eliminazione (utile) perdita di magazzino

1.008

782

(120)

 

 

Esclusione special item

1.471

8.487

831

 

 

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations

4.199

1.317

(340)

(1.657)

..

Ripristino elisioni transazioni intercompany vs. discontinued operations

(476)

(514)

 

 

 

Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni su base standalone

3.723

803

(340)

(1.143)

..

Tax rate (%)

65,9

82,4

120,6

 

 

Stato patrimoniale riclassificato3

I motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato patrimoniale di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

Stato patrimoniale riclassificato3

 

 

 

(€ milioni)

31 dicembre 2015

31 dicembre 2016

3

Si rinvia al commento ai risultati economici e finanziari del consolidato per l’illustrazione metodologica degli schemi riclassificati.

Capitale immobilizzato

 

 

Immobili, impianti e macchinari

8.651

8.046

Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo

899

1.172

Attività immateriali

1.236

1.205

Partecipazioni

32.655

40.009

Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa

7.635

3.163

Crediti (Debiti) netti relativi all’attività di investimento/disinvestimento

(289)

220

 

50.787

53.815

Capitale di esercizio netto

 

 

Rimanenze

1.455

1.277

Crediti commerciali

8.168

6.813

Debiti commerciali

(5.236)

(5.333)

Crediti/Debiti tributari e fondo imposte netto

422

817

Fondi per rischi e oneri

(4.138)

(4.054)

Altre attività (passività) d’esercizio

(2.198)

(959)

 

(1.527)

(1.439)

Fondi per benefici ai dipendenti

(367)

(391)

Discontinued operations e attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

235

4

CAPITALE INVESTITO NETTO

49.128

51.989

Patrimonio netto

39.504

41.935

Indebitamento finanziario netto

9.624

10.054

COPERTURE

49.128

51.989

Rendiconto finanziario riclassificato

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schema statutory al fine di consentire il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell’indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il “free cash flow” cioè l’avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull’indebitamento finanziario netto delle variazioni dell’area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Rendiconto finanziario riclassificato(a)

 

 

 

 

 

(€ milioni)

2014

2015

2016

Var. ass.

(a)

Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo “Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori”.

(b)

La voce include gli investimenti e i disinvestimenti (su base netta) in titoli held-for-trading e altri investimenti/disinvestimenti in strumenti di impiego a breve delle disponibilità che sono portati in detrazione dei debiti finanziari ai fini della determinazione dell’indebitamento finanziario netto. Il flusso di cassa di questi investimenti è il seguente:

Utile (perdita) netto - continuing operations

1.808

(7.399)

(1.044)

6.355

Rettifiche per ricondurre l’utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:

 

 

 

 

- ammortamenti e altri componenti non monetari

10.898

17.216

7.773

(9.443)

- plusvalenze nette su cessioni di attività

(224)

(577)

(48)

529

- dividendi, interessi e imposte

6.600

3.215

2.229

(986)

Variazione del capitale di esercizio

2.199

4.781

2.112

(2.669)

Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati

(6.812)

(4.361)

(3.349)

1.012

Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations

14.469

12.875

7.673

(5.202)

Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations

273

(1.226)

 

1.226

Flusso di cassa netto da attività operativa

14.742

11.649

7.673

(3.976)

Investimenti tecnici - continuing operations

(11.178)

(10.741)

(9.180)

1.561

Investimenti tecnici - discontinued operations

(694)

(561)

 

561

Investimenti tecnici

(11.872)

(11.302)

(9.180)

2.122

Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d’azienda

(408)

(228)

(1.164)

(936)

Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d’azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni

3.684

2.258

1.054

(1.204)

Altre variazioni relative all’attività di investimento

435

(1.351)

465

1.816

Free cash flow

6.581

1.026

(1.152)

(2.178)

Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa(b)

(414)

(300)

5.271

5.571

Variazione debiti finanziari correnti e non correnti

(628)

2.126

(766)

(2.892)

Flusso di cassa del capitale proprio

(4.434)

(3.477)

(2.885)

592

Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità e disponibilità relative alle discontinued operations

78

(780)

(3)

777

FLUSSO DI CASSA NETTO

1.183

(1.405)

465

1.870

FLUSSO DI CASSA NETTO DELLE CONTINUING OPERATIONS SU BASE STANDALONE

13.544

12.155

7.673

(4.482)

Variazione dell’indebitamento finanziario netto

 

 

 

 

 

(€ milioni)

2014

2015

2016

Var. ass.

Free cash flow

6.581

1.026

(1.152)

(2.178)

Debiti e crediti finanziari società acquisite

(19)

 

 

 

Debiti e crediti finanziari società disinvestite

 

83

5.848

5.765

Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni

(850)

(818)

284

1.102

Flusso di cassa del capitale proprio

(4.434)

(3.477)

(2.885)

592

VARIAZIONE DELL’INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

1.278

(3.186)

2.095

5.281

La variazione dell’indebitamento finanziario netto è stata determinata dal flusso di cassa netto da attività operativa di €7.673 milioni. Gli incassi da dismissioni sono stati €1.054 milioni e hanno riguardato principalmente la partecipazione del 12,503% in Saipem (€463 milioni), la partecipazione in Snam per effetto dell’esercizio del diritto di conversione da parte dei bondholders (€332 milioni) nonché attività di distribuzione carburanti nell’Est Europa. Con il closing dell’operazione Saipem, Eni ha ottenuto il rimborso dei crediti finanziari intercompany di €5.818 milioni.

I principali flussi in uscita hanno riguardato gli investimenti tecnici (€9.180 milioni), dei quali circa €500 milioni saranno oggetto di rimborso con il perfezionamento della cessione del 40% di Zohr, il pagamento del saldo dividendo 2015 e dell’acconto dividendo 2016 agli azionisti Eni di €2.881 milioni, l’aumento di capitale sociale di Saipem (€1.069 milioni). Gli investimenti tecnici a cambi omogenei sono stati ridotti del 19%, inclusi gli investimenti nelle partecipate Eni valutate ad equity, in linea con i programmi. Sulla variazione dell’indebitamento finanziario netto a fine esercizio hanno inciso inoltre le altre variazioni nette per attività di investimento (+€0,3 miliardi) e la riclassifica degli attivi finanziari della compagnia assicurativa di Gruppo (+€0,57 miliardi) a deduzione della posizione finanziaria netta per effetto del venir meno del vincolo di destinazione a copertura delle riserve tecniche, al netto della variazione negativa del fair value dei titoli held for trading (-€0,3 miliardi). Sul flusso di cassa dell’esercizio ha inciso il maggiore volume di crediti commerciali ceduti a società di factoring con scadenza successiva al reporting period rispetto al periodo di confronto (circa €1 miliardo). I flussi descritti hanno determinato un decremento dell’indebitamento finanziario netto del bilancio consolidato Eni di €2.095
milioni rispetto al 2015.

Al netto dell’effetto Val d’Agri sul cash flow (€0,2 miliardi), della riclassifica di €0,3 miliardi di crediti da investimento a commerciali e includendo gli effetti proforma dell’operazione Zohr sul circolante (+€0,1 miliardi), il cash flow si ridetermina su base normalizzata in €8,3 miliardi consentendo di autofinanziare oltre il 90% degli investimenti 2016 ridotti da €9,2 miliardi a €8,7 miliardi se considerati al netto di quelli oggetto di rimborso per effetto della cessione del 40% di Zohr (€0,5 miliardi).

I risultati per settore di attività

Exploration & Production

Nel 2016, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo adjusted di €2.494 milioni con una riduzione di €1.688 milioni rispetto al 2015, pari al 40,4%, dovuta alla flessione dei prezzi di realizzo degli idrocarburi equity per l’andamento dello scenario petrolifero (-16,7% la riduzione riferita al Brent) e la flessione dei benchmark di riferimento delle produzioni gas in particolare in Europa e USA, nonché al fermo di circa quattro mesi e mezzo della produzione in Val d’Agri. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dalla crescita produttiva in altre aree, dai minori opex e dai minori DD&A dovuti alla riduzione degli investimenti e ai minori valori di libro delle proprietà Oil & Gas conseguenti alle svalutazioni eseguite nel bilancio 2015 (€5.212 milioni).

L’utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica positiva per special item di €73 milioni relativa principalmente a: (i) riprese di valore di asset Oil & Gas svalutati in precedenti esercizi (€1.440 milioni) che riflettono essenzialmente la revisione al rialzo dell’assunzione di prezzo di lungo termine del Brent a $70 rispetto ai precedenti $65 adottata dal management ai fini delle proiezioni economico-finanziarie del piano ’17-20; (ii) svalutazioni di asset a gas a seguito del deterioramento dello scenario prezzi in Europa e altre proprietà Oil & Gas a causa di revisioni contrattuali, revisioni di riserve e dell’accresciuto rischio paese (complessivi €756 milioni); (iii) altri oneri di €461 milioni relativi principalmente alla svalutazione di alcuni crediti in arbitrato nei confronti di national oil company per riflettere il prevedibile esito di negoziazioni in corso. Relativamente a taluni di questi crediti in quanto riconosciuti a titolo di minori imposte dovute si è reso esuberante ed è stato quindi oggetto di reversal il fondo imposte differite a suo tempo stanziato per un importo di €380 milioni.

L’utile netto adjusted di €508 milioni registra una riduzione di €483 milioni, pari al 48,7%, dovuta principalmente alla contrazione del risultato operativo.

Nel 2016 le imposte pagate incidono sul flusso di cassa operativo della E&P prima della variazione del working capital e delle stesse imposte pagate per circa il 32%.

Gas & Power

Nel 2016 il settore G&P ha conseguito la perdita operativa adjusted di €390 milioni con un peggioramento di €264 milioni rispetto al 2015. Il peggioramento è attribuibile principalmente ai minori margini dei mercati a premio GNL e alla circostanza che il 2015 beneficiava di effetti economici una tantum dalle rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento relativi a forniture di esercizi precedenti. Tali effetti negativi sono stati in parte compensati dalle azioni di ottimizzazione dei costi di logistica e da maggiori performance nel trading. In calo i risultati del segmento retail per effetto climatico negativo.

La perdita operativa adjusted è ottenuta escludendo una perdita di magazzino di €90 milioni e proventi netti special di €89 milioni che comprendono la componente valutativa positiva dei derivati su commodity (€443 milioni), la revisione di stima dei crediti per fatture da emettere relativi a precedenti esercizi ante 2015 conseguenti il piano di ristrutturazione avviato nel 2015 (€161 milioni), la svalutazione di un asset di trasporto gas a causa dell’aumentato rischio Paese e di alcuni asset minori a seguito della debolezza dello scenario (€81 milioni). Inoltre gli special item includono la riclassifica del saldo negativo per €19 milioni delle differenze di cambio e derivati per esposizioni in valuta di natura commerciale.

L’esercizio chiude con una perdita netta adjusted di €330 milioni a seguito della riduzione della performance operativa.

Refining & Marketing e Chimica

Nel 2016 il settore Refining & Marketing e Chimica ha conseguito l’utile operativo adjusted di €583 milioni che rappresenta un peggioramento di €112 milioni rispetto al 2015.

Il business Refining & Marketing ha registrato un utile operativo adjusted di €278 milioni, con una riduzione di €109 milioni (-28,2%) rispetto al 2015 attribuibile essenzialmente ad uno scenario margini di raffinazione sfavorevole (-49,4% il riferimento SERM che passa da 8,3 $/bl nel 2015 a 4,2 $/bl nel 2016), nonché dalla indisponibilità di alcuni impianti per attività manutentive programmate. Questi fattori negativi sono stati parzialmente compensati dalla maggiore efficienza e dalle azioni di ottimizzazione poste in essere. Migliorato il margine di break-even della raffinazione a 4,2 $/bl medio annuo, rispetto ad un obiettivo per il 2016 di 4,5 $/bl. I risultati del marketing hanno registrato una flessione principalmente a causa di minori margini nel segmento wholesale (maggiore pressione competitiva) e per la cessione delle consociate nell’Europa dell’Est.

La Chimica ha conseguito l’utile operativo adjusted di €305 milioni in linea rispetto al 2015. Tale risultato è stato conseguito in uno scenario difficile caratterizzato dal peggioramento generalizzato dei margini delle commodity, con la flessione del margine del cracker, del polietilene e degli stirenici, e dalla pressione competitiva. Il risultato ha risentito anche della minore disponibilità di prodotto per fermate non programmate. Questi effetti sono stati compensati da azioni di efficienza poste in essere in precedenti esercizi e dalla riduzione degli ammortamenti conseguente alla svalutazione degli asset effettuata nel 2015 per allineare il valore di libro al prevedibile valore di realizzo secondo una negoziazione in corso per la realizzazione di una joint venture industriale.

L’utile operativo adjusted è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €266 milioni riferita alle svalutazioni di investimenti di periodo su asset precedentemente svalutati (€104 milioni), all’accantonamento di oneri ambientali (€104 milioni), nonché alla componente valutativa dei derivati su commodity e cambio correlato (proventi di €3 milioni) privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting. Gli special item comprendono inoltre il write-off delle unità dell’impianto di conversione Est presso la raffineria di Sannazzaro, danneggiate dall’evento occorso nel dicembre 2016 e l’accantonamento al fondo smantellamento (complessivi €217 milioni) al netto dell’indennizzo assicurativo a carico di terzi (€122 milioni).

L’utile netto adjusted di €419 milioni diminuisce di €93 milioni per effetto del peggioramento della performance operativa.

Utile operativo adjusted – Dettaglio per settore di attività

 

 

 

 

 

 

 

(€ milioni)

2014

2015

2016

Var. ass.

Var. %

Exploration & Production

11.679

4.182

2.494

(1.688)

(40,4)

Gas & Power

168

(126)

(390)

(264)

..

Refining & Marketing e Chimica

(412)

695

583

(112)

(16,1)

Corporate e altre attività

(443)

(369)

(452)

(83)

(22,5)

Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato

1.345

1.326

80

(1.246)

 

 

12.337

5.708

2.315

(3.393)

(59,4)

Outlook

In questa sezione le previsioni del management per il 2017 su produzioni e vendite.

Fattori di rischio e incertezza

In questa sezione sono illustrati i principali rischi ai quali è esposto il Gruppo nell’ordinaria gestione delle attività industriali. Per la descrizione dei rischi finanziari (mercato, controparte e liquidità) si rinvia alla nota n. 38 – Garanzie, impegni e rischi del Bilancio consolidato.