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