Performance dell'anno
di risorse scoperte nel triennio
2014-2016
a fine anno con tasso
di rimpiazzo del 193%
Capex a cambi costanti
G&A
~40% del piano 2016-2019
Start-up pianificati, ramp-up 2016 e ottimizzazioni produttive
nel 2020
Avvio progetto Italia con
al 2022 di capacità installata
per unità di produzione
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 |
||||||
|
||||||||||
|
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
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.
