• Principali dati
• Principali indicatori

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  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

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  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

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

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  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

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  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

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  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

Una vita offshore - Sulla Garibaldi C

Il lavoro in piattaforma: le persone di Eni raccontano la loro vita offshore. La sicurezza è in cima alle priorità e la collaborazione è molto importante per condividere conoscenze ed esperienze.

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.

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.

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).

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.

A bordo dell'Armada Olombendo

Un time-to-market tra i migliori del settore: in soli tre anni, e con cinque mesi di anticipo sul programma, parte la produzione dal campo di Cabaça South East in Angola. Un risultato che porterà a 150.000 barili la produzione del prolifico blocco 15/06.

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

Goliat – L’avvio in produzione

In una zona priva di ghiacci, al largo della Norvegia, Eni avvia la produzione di Goliat: il primo giacimento a olio a entrare in produzione nel Mare di Barents. Goliat è stato sviluppato attraverso la più grande e sofisticata unità galleggiante di produzione e stoccaggio (FPSO) cilindrica al mondo, costruita con le più avanzate tecnologie per affrontare le sfide tecnico-ambientali legate all’operatività in ambiente artico.

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.