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Principali dati economici e finanziari
con Brent a 53 $/bl
Capex
-17%Upstream opex
-13%G&A
-€0,6 mldcessione di Saipem
boe/giorno
- Principali dati
- Principali indicatori
-
Principali dati economici e finanziari(*)
(€ milioni)
2013
2014
2015
(*)
Da continuing operations. I risultati dei settori in fase di dismissione, Saipem e Versalis, sono stati rilevati come discontinued operations secondo i criteri di cui all’IFRS5. I periodi di confronto sono stati riesposti.
(a)
Di competenza Eni.
Ricavi della gestione caratteristica
98.547
93.187
67.740
Utile operativo di Gruppo
8.888
7.917
(4.561)
Utile (perdita) operativo adjusted di Gruppo
12.650
11.574
4.315
Utile (perdita) netto di Gruppo(a) (continuing e discontinued operations)
5.160
1.291
(8.783)
Utile (perdita) netto adjusted di Gruppo(a)
4.430
3.707
436
Flusso di cassa netto da attività operativa
11.026
15.110
11.903
Investimenti tecnici
12.800
12.240
11.556
Patrimonio netto compresi gli interessi di terzi azionisti
61.049
62.209
53.669
Indebitamento finanziario netto a fine periodo
14.963
13.685
16.863
Capitale investito netto a fine periodo
76.012
75.894
70.532
-
Principali indicatori reddituali e finanziari
2013
2014
2015
(a)
Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l’utile (perdita) netto/cash flow e il numero medio di azioni in circolazione nell’esercizio. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla BCE.
(b)
Un ADR rappresenta due azioni.
(c)
Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.
Utile (perdita) netto - continuing operations
- per azione(a)
(€)
0,96
0,03
(2,13)
- per ADR(a)(b)
($)
2,55
0,08
(4,73)
Utile (perdita) netto adjusted - continuing operations
- per azione(a)
(€)
0,69
0,61
(0,19)
- per ADR(a)(b)
($)
1,83
1,62
(0,42)
Cash flow - continuing operations
- per azione(a)
(€)
3,20
3,65
3,10
- per ADR(a)(b)
($)
8,49
9,69
6,89
Return on average capital employed (ROACE) adjusted
(%)
8,2
6,6
1,2
Leverage
0,25
0,22
0,31
Current ratio
1,5
1,5
1,4
Debt coverage
77,4
96,2
66,3
Dividendo di competenza
(€ per azione)
1,10
1,12
0,80
Pay-out
(%)
80
313
(33)
Dividend yield(c)
(%)
6,5
7,6
5,7
di risorse scoperte nell’anno
a fine anno
in miglioramento per l’undicesimo anno consecutivo
Commento ai risultati economico-finanziari
Conto economico |
|||||
|
|
|
|
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|
(€ milioni) |
2013 |
2014 |
2015 |
Var. ass. |
Var. % |
Ricavi della gestione caratteristica |
98.547 |
93.187 |
67.740 |
(25.447) |
(27,3) |
Altri ricavi e proventi |
1.117 |
1.039 |
1.205 |
166 |
16,0 |
Costi operativi |
80.765) |
(76.639) |
(56.761) |
19.878 |
25,9 |
Altri proventi e oneri operativi |
(71) |
145 |
(485) |
(630) |
.. |
Ammortamenti e svalutazioni |
10.961) |
(10.147) |
(14.480) |
(4.333) |
(42,7) |
Utile (perdita) operativo |
7.867 |
7.585 |
(2.781) |
(10.366) |
.. |
Proventi (oneri) finanziari |
(999) |
(1.181) |
(1.323) |
(142) |
(12,0) |
Proventi netti su partecipazioni |
6.083 |
469 |
124 |
(345) |
(73,6) |
Utile (perdita) prima delle imposte |
12.951 |
6.873 |
(3.980) |
(10.853) |
.. |
Imposte sul reddito |
(9.055) |
(6.681) |
(3.147) |
3.534 |
52,9 |
Tax rate (%) |
69,9 |
97,2 |
.. |
.. |
|
Utile (perdita) netto - continuing operations |
3.896 |
192 |
(7.127) |
(7.319) |
.. |
Utile (perdita) netto - discontinued operations |
1.063 |
658 |
(2.251) |
(2.909) |
.. |
Utile (perdita) netto |
4.959 |
850 |
(9.378) |
(10.228) |
.. |
di competenza: |
|
|
|
|
|
Eni: |
5.160 |
1.291 |
(8.783) |
(10.074) |
.. |
- continuing operations |
3.472 |
101 |
(7.680) |
(7.781) |
.. |
- discontinued operations |
1.688 |
1.190 |
(1.103) |
(2.293) |
.. |
Interessenze di terzi: |
(201) |
(441) |
(595) |
(154) |
34,9 |
- continuing operations |
424 |
91 |
553 |
462 |
.. |
- discontinued operations |
(625) |
(532) |
(1.148) |
(616) |
.. |
Risultati adjusted |
|||||
|
|
|
|
|
|
(€ milioni) |
2013 |
2014 |
2015 |
Var. ass. |
Var. % |
Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations |
11.280 |
10.447 |
3.795 |
(6.652) |
(63,7) |
Ripristino elisioni transazioni intercompany vs. discontinued operations |
1.856 |
995 |
309 |
|
|
Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations su base standalone |
13.136 |
11.442 |
4.104 |
(7.338) |
(64,1) |
|
|
|
|
|
|
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations |
3.472 |
101 |
(7.680) |
(7.781) |
.. |
Eliminazione (utile) perdita di magazzino |
291 |
890 |
561 |
|
|
Esclusione special item |
(1.264) |
1.209 |
6.421 |
|
|
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations |
2.499 |
2.200 |
(698) |
(2.898) |
.. |
Ripristino elisioni transazioni intercompany vs. discontinued operations |
1.355 |
1.654 |
1.032 |
|
|
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni su base standalone |
3.854 |
3.854 |
334 |
(3.520) |
(91,3) |
Tax rate (%) |
63,2 |
65,3 |
93,0 |
|
|
Stato patrimoniale riclassificato
Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell’impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l’investimento, l’esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un’utile informativa per l’investitore perché consente di individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi) e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato è utilizzato dal management per il calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria (leverage).
Stato patrimoniale riclassificato(a) |
|||||
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|
|
|
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(€ milioni) |
31 dicembre 2014 |
31 dicembre 2015 |
Var. ass. |
||
|
|||||
Capitale immobilizzato |
|
|
|
||
Immobili, impianti e macchinari |
71.962 |
63.795 |
(8.167) |
||
Rimanenze immobilizzate - scorte d’obbligo |
1.581 |
909 |
(672) |
||
Attività immateriali |
3.645 |
2.433 |
(1.212) |
||
Partecipazioni |
5.130 |
3.263 |
(1.867) |
||
Crediti finanziari e titoli strumentali all’attività operativa |
1.861 |
2.026 |
165 |
||
Debiti netti relativi all’attività di investimento |
(1.971) |
(1.276) |
695 |
||
|
82.208 |
71.150 |
(11.058) |
||
Capitale di esercizio netto |
|
|
|
||
Rimanenze |
7.555 |
3.910 |
(3.645) |
||
Crediti commerciali |
19.709 |
12.022 |
(7.687) |
||
Debiti commerciali |
(15.015) |
(9.345) |
5.670 |
||
Debiti tributari e fondo imposte netto |
(1.865) |
(3.133) |
(1.268) |
||
Fondi per rischi e oneri |
(15.898) |
(15.266) |
632 |
||
Altre attività (passività) d’esercizio |
222 |
1.804 |
1.582 |
||
|
(5.292) |
(10.008) |
(4.716) |
||
Fondi per benefici ai dipendenti |
(1.313) |
(1.056) |
257 |
||
Discontinued operations e attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili |
291 |
10.446 |
10.155 |
||
CAPITALE INVESTITO NETTO |
75.894 |
70.532 |
(5.362) |
||
Patrimonio netto degli azionisti Eni |
59.754 |
51.753 |
(8.001) |
||
Interessenze di terzi |
2.455 |
1.916 |
(539) |
||
Patrimonio netto |
62.209 |
53.669 |
(8.540) |
||
Indebitamento finanziario netto |
13.685 |
16.863 |
3.178 |
||
COPERTURE |
75.894 |
70.532 |
(5.362) |
||
Il patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€53.669 milioni) è diminuito di €8.540 milioni per effetto della perdita complessiva di esercizio (€5.032 milioni) data dalla perdita di conto economico di €9.378 milioni parzialmente assorbita dalle differenze cambio da conversione positive dovute in particolare alla traduzione in euro dei bilanci aventi il dollaro come moneta funzionale (€4.534 milioni), nonché dalla distribuzione dei dividendi di €3.478 milioni (saldo dividendo 2014 e acconto dividendo Eni per l’esercizio 2015 di €3.457 milioni e dividendi agli azionisti di minoranza).
Il deprezzamento registrato nel cambio puntuale euro/dollaro rispetto al 31 dicembre 2014 (cambio EUR/USD 1,089 al 31 dicembre 2015, contro 1,214 al 31 dicembre 2014, -10,3%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneta diversa dall’euro ai cambi del 31 dicembre 2015, un aumento del capitale investito netto di €4.670 milioni e del patrimonio netto di €4.534 milioni e dell’indebitamento finanziario netto di €136 milioni.
Il capitale immobilizzato (€71.150 milioni) è diminuito di €11.058 milioni rispetto al 31 dicembre 2014 per effetto della riclassifica dei saldi iniziali degli asset dei settori operativi I&C e Chimica alla voce “Discontinued operations, attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili”. Le altre variazioni dell’esercizio hanno riguardato gli ammortamenti e le svalutazioni (€14.480 milioni), in parte assorbiti dagli incrementi per il movimento dei cambi e gli investimenti tecnici (€10.775 milioni). La voce “Partecipazioni” è diminuita per effetto dello smobilizzo delle partecipazioni finanziarie Snam e Galp.
Il capitale di esercizio netto (-€10.008 milioni) è diminuito di €4.716 milioni oltre che per la riclassifica del capitale di esercizio di I&C e Chimica alle discontinued operations anche per effetto del decremento del saldo crediti/debiti commerciali nel settore G&P e della riduzione delle rimanenze di petrolio e gas il cui valore è stato allineato ai prezzi correnti alla chiusura dell’esercizio e per ottimizzazione dei quantitativi in giacenza di prodotti e gas. Tali effetti sono stati parzialmente compensati dall’incremento delle altre attività nette in E&P dovuto alla maggiore esposizione verso i partner in joint venture, in parte compensato dall’utilizzo del deferred cost relativo al gas prepagato ai fornitori long-term in esercizi precedenti nel settore G&P al netto del ritiro di gas prepagato da parte di long-term buyer. In aumento i debiti tributari e fondo imposte netto (+€1.268 milioni) per effetto della svalutazione delle attività per imposte anticipate delle imprese italiane (€885 milioni) ed estere del settore E&P (€1.058 milioni), nonché del rimborso/fattorizzazione di crediti fiscali in Italia (circa €900 milioni).
Le discontinued operations, attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili (€10.446 milioni) riguardano: i) Saipem e le sue controllate in forza della transazione annunciata nell’ottobre 2015 relativa al contratto di compravendita avente a oggetto il 12,503% del capitale sociale Saipem in mano Eni al Fondo Strategico Italiano e al patto parasociale che realizzerà, al closing, il controllo congiunto dell’entità da parte dei due azionisti di riferimento; ii) il settore chimico che fa capo alla società Versalis (100% Eni), relativamente al quale al 31 dicembre 2015 è in corso di definizione un accordo con un partner industriale che, acquisendo una quota di controllo di Versalis affianchi Eni nella realizzazione del piano industriale necessario per lo sviluppo del settore. Il valore di libro del goodwill e delle attività non correnti dei due disposal group è stato allineato al fair value dei patrimoni netti sottostanti. La voce include inoltre asset non strategici dei business Refining & Marketing e Gas & Power.
Rendiconto finanziario riclassificato(a) |
||||||||
|
|
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|
||||
(€ milioni) |
2013 |
2014 |
2015 |
Var. ass. |
||||
|
||||||||
Utile (perdita) netto - continuing operations |
3.896 |
192 |
(7.127) |
(7.319) |
||||
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: |
|
|
|
|
||||
- ammortamenti e altri componenti non monetari |
8.917 |
10.919 |
15.521 |
4.602 |
||||
- plusvalenze nette su cessioni di attività |
(3.877) |
(99) |
(559) |
(460) |
||||
- dividendi, interessi e imposte |
9.203 |
6.822 |
3.259 |
(3.563) |
||||
Variazione del capitale di esercizio |
121 |
2.148 |
4.450 |
2.302 |
||||
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati |
(9.128) |
(6.820) |
(4.363) |
2.457 |
||||
Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations |
9.132 |
13.162 |
11.181 |
(1.981) |
||||
Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations |
1.894 |
1.948 |
722 |
(1.226) |
||||
Flusso di cassa netto da attività operativa |
11.026 |
15.110 |
11.903 |
(3.207) |
||||
Investimenti tecnici - continuing operations |
(11.584) |
(11.264) |
(10.775) |
489 |
||||
Investimenti tecnici - discontinued operations |
(1.216) |
(976) |
(781) |
195 |
||||
Investimenti tecnici |
(12.800) |
(12.240) |
(11.556) |
684 |
||||
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda |
(317) |
(408) |
(228) |
180 |
||||
Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate |
6.360 |
3.684 |
2.258 |
(1.426) |
||||
Altre variazioni relative all’attività di investimento |
(243) |
435 |
(1.351) |
(1.786) |
||||
Free cash flow |
4.026 |
6.581 |
1.026 |
(5.555) |
||||
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all’attività operativa(b) |
(3.981) |
(414) |
(300) |
114 |
||||
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti |
1.715 |
(628) |
2.126 |
2.754 |
||||
Flusso di cassa del capitale proprio |
(4.225) |
(4.434) |
(3.477) |
957 |
||||
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità e disponibilità relative alle discontinued operations |
(40) |
78 |
(789) |
(867) |
||||
FLUSSO DI CASSA NETTO |
(2.505) |
1.183 |
(1.414) |
(2.597) |
||||
FLUSSO DI CASSA NETTO DELLE CONTINUING OPERATIONS SU BASE STANDALONE |
10.818 |
14.387 |
12.189 |
(2.198) |
||||
Variazione dell’indebitamento finanziario netto |
||||
|
|
|
|
|
(€ milioni) |
2013 |
2014 |
2015 |
Var. ass. |
Free cash flow |
4.026 |
6.581 |
1.026 |
(5.555) |
Debiti e crediti finanziari società acquisite |
(21) |
(19) |
|
19 |
Debiti e crediti finanziari società disinvestite |
(23) |
|
83 |
83 |
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni |
349 |
(850) |
(810) |
40 |
Flusso di cassa del capitale proprio |
(4.225) |
(4.434) |
(3.477) |
957 |
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO |
106 |
1.278 |
(3.178) |
(4.456) |
Il flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations su base standalone è stato di €12.189 milioni e subisce gli effetti dell’eliminazione dei flussi intercompany verso le discontinued operations. Gli incassi da dismissioni sono stati €2.258 milioni e hanno riguardato la partecipazione finanziaria in Snam per effetto dell’esercizio del diritto di conversione da parte degli obbligazionisti (€911 milioni), la partecipazione Galp (€658 milioni) e la cessione di asset non strategici principalmente nel settore Exploration & Production. Tali flussi hanno coperto la gran parte dei fabbisogni relativi al pagamento dei dividendi Eni (€3.457 milioni, di cui €1.440 milioni relativi all’acconto dividendo 2015) e agli investimenti tecnici (€10.775 milioni) ed alle altre variazioni dell’attività di investimento (€1.351 milioni). Considerando anche i flussi di cassa associati alle discontinued operations, ne deriva un incremento dell’indebitamento finanziario netto del bilancio consolidato Eni di €3.178 milioni comprese le differenze negative di cambio e la riclassifica della cassa verso terzi di Saipem nelle discontinued operations che porta il dato consolidato a €16.863 milioni.
Il flusso di cassa netto da attività operativa delle continuing operations su base standalone (€12.189 milioni), garantendo l’autofinanziamento integrale degli investimenti tecnici ha evidenziato una performance eccellente (-15% nel confronto con l’esercizio 2014) nonostante l’impatto del calo del prezzo degli idrocarburi. Tale performance riflette le azioni di ottimizzazione del capitale circolante in particolare nei settori G&P, con il recupero del gas prepagato e altri benefici da rinegoziazione, R&M e nelle attività corporate. Gli effetti non ricorrenti del circolante hanno influito in positivo per circa €2,2 miliardi.
I risultati per settore di attività
Exploration & Production
Nel 2015, il settore Exploration & Production ha conseguito l’utile operativo adjusted di €4.108 milioni con una riduzione di €7.443 milioni rispetto al 2014, pari al 64,4%, per effetto della flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-47,8% e -33,8%, rispettivamente) in relazione all’andamento del marker Brent (-47%) e alla debolezza dei prezzi del gas in Europa e Stati Uniti. Tali effetti sono stati solo in parte compensati dall’effetto cambio, dalla maggiore produzione venduta, da recuperi di efficienza (minori opex) e dai minori costi per attività esplorativa.
Nell’anno è stata rilevata una rettifica positiva per special item di €4.252 milioni relativa principalmente: (i) alla svalutazione di proprietà Oil & Gas (€4.502 milioni) che riflettono l’impatto sui valori recuperabili della proiezione di minori prezzi degli idrocarburi a medio e lungo termine. Gli importi di maggiore rilievo sono stati registrati con riferimento ad asset oggetto in passato di business combination (Algeria, Congo e Turkmenistan) e a CGU localizzate in aree a elevati costi (Stati Uniti, Regno Unito, Norvegia e Angola); (ii) al fair value di derivati impliciti nelle formule prezzo di fornitura del gas (oneri di €12 milioni); (iii) alle plusvalenze nette sulle cessioni di asset non strategici (€414 milioni), principalmente in Nigeria.
L’utile netto adjusted di €752 milioni è diminuito di €3.671 milioni rispetto al 2014, pari all’83%, per effetto della contrazione del risultato operativo e dell’incremento del tax rate (81,5%) a causa: i) della concentrazione dei risultati ante imposte positivi nei contratti di PSA che, più resilienti in scenari decrescenti, sono però caratterizzati da tax rate mediamente più elevati e ii) della maggiore incidenza dei costi non fiscalizzabili sui risultati ante imposte ridotti per l’effetto scenario. Rettificando l’effetto della maggiore incidenza dei costi non fiscalizzabili, prospetticamente inferiore per effetto dei minori ammortamenti conseguenti alle svalutazioni di asset determinate dallo scenario e rideterminando l’utile operativo adjusted sulla base del successful effort method, al netto dei costi relativi ai progetti cancellati, il tax rate adjusted nel 2015 e nel 2014 si ridetermina rispettivamente nel 70% e nel 60%. Nel 2015 le imposte pagate incidono sul flusso di cassa operativo di E&P prima delle variazioni del working capital e delle stesse imposte pagate per circa il 34%, leggermente inferiore rispetto al 2014.
Gas & Power
Nel 2015 il settore ha registrato la perdita operativa adjusted di €126 milioni con un peggioramento di €294 milioni rispetto all’utile di €168 milioni del 2014. La variazione riflette i maggiori proventi una tantum connessi alle rinegoziazioni rilevati nel 2014 oltre che l’esito sfavorevole di un contenzioso commerciale nel 2015.
La perdita operativa adjusted è ottenuta con una rettifica positiva di €1.000 milioni dovuta a (i) oneri relativi alla revisione della stima dei crediti per fatture da emettere per vendite di gas (€346 milioni per il gas; €138 milioni per le vendite di energia elettrica) relative a precedenti esercizi del settore retail e a stanziamenti a fondo rischi su crediti per le stesse fatture da emettere (€130 milioni per il gas, €96 milioni per l’energia elettrica). La stima delle vendite nel settore retail avviene sulla base dei dati comunicati dai gestori delle reti nazionali e locali cui altresì compete il riscontro dei consumi effettivi con possibilità di rettifiche e conseguenti conguagli fino al quinto anno successivo. Le predette rettifiche corrispondono a circa il 2% dei ricavi di riferimento; (ii) oneri da componente valutativa dei derivati su commodity (€90 milioni); (iii) svalutazioni delle centrali power a seguito della proiezione di minori margini sulle vendite di energia elettrica e di altri asset minori (€152 milioni).
Il settore ha chiuso l’esercizio con la perdita netta adjusted di €168 milioni con una flessione di €254 milioni rispetto all’utile di €86 milioni conseguito nel 2014 a seguito del peggioramento gestionale e dei minori risultati delle partecipate valutate all’equity.
Refining & Marketing
Nel 2015 il settore ha conseguito l’utile operativo adjusted di €387 milioni che rappresenta un miglioramento di €452 milioni rispetto alla perdita di €65 milioni registrata nell’esercizio precedente.
La crescita dei risultati è dovuta al miglioramento dello scenario dei margini di raffinazione e alle iniziative di efficienza e di ottimizzazione dell’assetto delle raffinerie che hanno consentito di ridurre il margine di break-even della raffinazione a 5 $/barile e di anticiparne al 2015 il pareggio economico previsto al 2017 nel Piano Strategico 2015-2018.
Gli special item esclusi dall’utile operativo adjusted di €384 milioni si riferiscono alle svalutazioni di investimenti di periodo su asset precedentemente svalutati (€152 milioni), all’accantonamento di oneri ambientali (€116 milioni), alla componente valutativa dei derivati su commodity e cambio correlato (oneri di €72 milioni) privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting.
L’utile netto adjusted di €282 milioni evidenzia una crescita di €323 milioni rispetto al 2014.
Utile operativo adjusted per settore |
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|
|
|
(€ milioni) |
2013 |
2014 |
2015 |
Exploration & Production |
14.643 |
11.551 |
4.108 |
Gas & Power |
(622) |
168 |
(126) |
Refining & Marketing |
(472) |
(65) |
387 |
Corporate e altre attività |
(542) |
(443) |
(369) |
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato |
(1.727) |
(764) |
(205) |
|
11.280 |
10.447 |
3.795 |
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.
Performance integrate
Principali indicatori di performance(a) |
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||||||||
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|
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||
|
||||||||||||
Dipendenti in servizio a fine periodo |
(numero) |
30.970 |
29.403 |
29.053 |
||||||||
di cui: - donne(*) |
|
7.504 |
7.370 |
7.254 |
||||||||
- all'estero |
|
13.343 |
12.672 |
12.333 |
||||||||
Donne in posizioni manageriali (dirigenti e quadri)(*) |
(%) |
23,5 |
23,8 |
24,2 |
||||||||
Ore di formazione |
(migliaia di ore) |
1.493 |
1.032 |
915 |
||||||||
Indice di frequenza infortuni dipendenti |
(infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,28 |
0,29 |
0,21 |
||||||||
Indice di frequenza infortuni contrattisti |
|
0,49 |
0,35 |
0,18 |
||||||||
Fatality index |
(infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 |
0,00 |
1,08 |
0,39 |
||||||||
Indice di frequenza infortuni totali registrabili |
(infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,75 |
0,62 |
0,40 |
||||||||
Oil spill operativi |
(barili) |
1.762 |
1.161 |
1.603 |
||||||||
Emissioni dirette di gas serra |
(milioni di tonnellate di CO2eq) |
43,9 |
38,9 |
38,5 |
||||||||
Costi di ricerca e sviluppo(b) |
(€ milioni) |
142 |
134 |
139 |
||||||||
Spese per il territorio(c) |
|
100 |
96 |
97 |
||||||||
- Exploration & Production
- Gas & Power
- Refining & Marketing
-
Exploration & Production
2013
2014
2015
(d)
Relativo alle società consolidate.
(e)
Media triennale.
Riserve certe di idrocarburi
(milioni di boe)
6.535
6.602
6.890
Vita utile residua delle riserve certe
(anni)
11,1
11,3
10,7
Produzione di idrocarburi
(migliaia di boe/giorno)
1.619
1.598
1.760
Profit per boe(d)(e)
($/boe)
16,1
13,8
7,4
Opex per boe(d)
8,3
8,4
7,2
Cash flow per boe
31,9
30,1
20,1
Finding & Development cost per boe(e)
19,2
21,5
19,3
Emissioni dirette di gas serra
(milioni di tonnellate di CO2eq)
27,4
23,4
22,8
Acqua di formazione rieniettata
(%)
55
56
56
Community investment
(€ milioni)
53
63
71
-
Gas & Power
2013
2014
2015
(f)
Valutazione media data dai risultati ottenuti dalle interviste ai clienti sulle performance relative a chiarezza, cortesia e attesa.
Vendite gas mondo
(miliardi di metri cubi)
93,17
89,17
90,88
- in Italia
35,86
34,04
38,44
- internazionali
57,31
55,13
52,44
Clienti in Italia
(milioni)
8,00
7,93
7,88
Vendite di energia elettrica
(terawattora)
35,05
33,58
34,88
Prelievi idrici/KWheq prodotto
(metri cubi/KWheq)
0,017
0,017
0,015
Grado soddisfazione clienti(f)
(scala da 0 a 100)
80,0
81,4
85,6
-
Refining & Marketing
2013
2014
2015
Lavorazioni in conto proprio
(milioni di tonnellate)
27,38
25,03
26,41
Quota di mercato rete in Italia
(%)
27,5
25,5
24,5
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa
(milioni di tonnellate)
9,69
9,21
8,89
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo
(numero)
6.386
6.220
5.846
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa
(migliaia di litri)
1.828
1.725
1.754
Emissioni SOx (ossidi di zolfo)
(migliaia di tonnellate di SO2eq)
10,80
5,70
5,97
Indice di soddisfazione clienti
(scala likert)
8,1
8,2
8,3
