Il rafforzamento dell’upstream è stato sostenuto da un’esplorazione di successo che per il decimo anno consecutivo ha ottenuto risultati eccellenti, dimostrando ancora una volta la qualità delle nostre competenze e del nostro know-how. Abbiamo aggiunto 1 miliardo di boe equity al nostro portafoglio, di cui 800 milioni di boe da esplorazione, al costo competitivo di circa 1 $/barile. Dal 2014 abbiamo incrementato di oltre 4 miliardi di boe la nostra resource base, pari a circa 2 volte la produzione cumulata del periodo.

L’effort esplorativo di questi anni è stato ben bilanciato tra la necessità di assicurare il rapido sostegno alle produzioni e ai cash flow con le iniziative “near-field” che potessero beneficiare delle infrastrutture produttive esistenti e la ricerca, più a rischio, di rilevanti risorse in aree nuove o in livelli geologici inesplorati. I risultati sono stati estremamente positivi e hanno lasciato ulteriore spazio all’esecuzione della strategia di “Dual Exploration”, ovvero la monetizzazione anticipata dei successi esplorativi attraverso la cessione di quote di minoranza negli stessi. In tale ambito abbiamo finalizzato gli accordi strategici relativi alla cessione del 25% dell’Area 4 in Mozambico a ExxonMobil e del 50% dell’asset in sviluppo Zohr nell’offshore dell’Egitto con tre distinte operazioni rispettivamente con BP (10%) e la società russa Rosneft (30%) e, recentemente, con Mubadala Petroleum (10%). Dal 2013 il Dual Exploration Model ha consentito di monetizzare anticipatamente riserve per $10,3 miliardi.

Tutte le azioni e gli obiettivi menzionati sono stati testati per verificarne la sostenibilità nel medio-lungo termine alla luce della strategia “low carbon” adottata dalla Società. Nell’Upstream abbiamo definito le iniziative idonee al conseguimento degli ambiziosi obiettivi 2025 di azzeramento del gas flaring, riduzione rispetto alla baseline 2014 del 43% delle emissioni per barile prodotto e dell’80% delle emissioni fuggitive di metano. Prevediamo di accelerare lo sviluppo del business green con investimenti nel quadriennio maggiori di €1,8 miliardi, inclusa la spesa R&S al servizio del percorso di decarbonizzazione, traguardando una capacità installata delle rinnovabili a fine periodo di 1 gigawatt. I progetti industriali R&M e Chimica sono tutti orientati all’ottenimento di una maggiore efficienza energetica e al rafforzamento della piattaforma “green”. Tali azioni, unitamente alla rilevante incidenza del gas nel portafoglio e alla costante riduzione del break-even dei progetti upstream, consolideranno la compatibilità del nostro portafoglio con gli scenari energetici più conservativi.

Ambiente e sicurezza sono le nostre priorità

Abbiamo avviato un processo di trasformazione che ci ha portato a ristrutturare il Mid-Downstream, a rafforzare il business Upstream, ma soprattutto a investire fondi in ricerca e tecnologia per la tutela delle persone e dell’ambiente.

Una trasformazione che ci rende più forti

Negli ultimi quattro anni la nostra azienda sta diventando ancora più snella e solida, attraverso una strategia integrata che ci ha consentito di creare valore per i nostri azionisti, puntando su aree di business diversificate.

Risultati adjusted

Utile operativo adjusted più che raddoppiato a €5,80 miliardi (+€3,49 miliardi vs. 2016), utile netto adjusted di €2,38 miliardi rispetto alla perdita dello scorso esercizio. Tale forte recupero di redditività è dovuto all’attuazione dei driver strategici di crescita profittevole nell’upstream, di turnaround del business mid-downstream e di riduzione strutturale dei costi, che hanno consentito di catturare appieno la ripresa dello scenario.

Upstream

Raddoppiato l’utile operativo adjusted vs. 2016 a €5,2 miliardi.

Turnaround del mid-downstream

Circa €1 miliardo di maggiore utile operativo adjusted nel 2017:

• G&P: utile operativo strutturalmente positivo con un anno di anticipo rispetto ai piani;
• R&M: margine di raffinazione di break-even al di sotto dei 4 $/barile ed utile operativo record degli ultimi 8 anni;
• Versalis: migliore performance operativa di sempre.

Investimenti netti

€7,6 miliardi, in riduzione del 18% vs. 2016. Copertura organica a circa il 130%.

Cash neutrality

Copertura organica degli investimenti e del dividendo a 57 $/barile, 39 $/barile considerando gli incassi da cessioni.

Gearing e Leverage

Il Gruppo mantiene una solida struttura finanziaria con il gearing al 18%, uno dei più competitivi tra le major europee e il leverage al 23%, grazie all’eccellente cash flow operativo, al contenimento degli investimenti e ai proventi del piano di dismissioni.

Dividendo

I solidi risultati conseguiti e gli ottimi fondamentali dell’azienda consentono la distribuzione di un dividendo di €0,80 per azione di cui €0,40 già pagati in acconto a settembre 2017.

Dual Exploration Model

Perfezionate le dismissioni del 40% del giacimento super-giant a gas Zohr nell’offshore dell’Egitto – in due distinte transazioni con BP (10%) e Rosneft (30%) – e del 25% dell’Area 4 in Mozambico a ExxonMobil. Nel marzo 2018 definita la cessione di un ulteriore 10% di Zohr con Mubadala Petroleum.

Produzione di idrocarburi record

1,82 milioni di boe/giorno, produzione più elevata di sempre, con una crescita del 5,3% vs. 2016. Contributo da avvii e ramp-up di 243 mila boe/giorno grazie all’implementazione del modello integrato Eni di esplorazione e sviluppo con riduzione del time-to-market dei nuovi progetti (nel 2017 Zohr in Egitto, East-Hub in Angola, OCTP in Ghana, Jangkrik in Indonesia) e all’accelerazione dei ramp-up (Nooros).

Sviluppo di Zohr

Avviata la produzione del giacimento super-giant a gas con un time-to-market record: meno di due anni dalla FID e meno di due anni e mezzo dalla scoperta.

Risorse esplorative

Nel 2017 aggiunto 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 $/barile.

Messico

Completata con successo la campagna esplorativa nell’Area 1 offshore, grazie all’appraisal della scoperta Tecoalli che fa seguito a quelle di Amoca e Miztòn, con l’incremento delle risorse complessive del blocco fino a 2 miliardi di boe in posto (circa 90% olio). Previsto un piano di sviluppo fast-track.

Portafoglio esplorativo

Eseguito reloading con circa 97.000 km² di nuovo acreage:

• ottenuto il 50% dei diritti di sfruttamento minerari del Blocco Isatay nel Mar Caspio Kazako;
• firmato l’EPSA relativo al Blocco 52 offshore in Oman;
• acquisite nuove licenze esplorative in Marocco, Messico, Cipro e Costa d’Avorio.

Riserve certe di idrocarburi

7 miliardi di boe; tasso di rimpiazzo organico al 103% che si ridetermina in 151% escludendo la riclassifica delle riserve non sviluppate in Venezuela ad unproved, così come richiesto dalla normativa SEC.

Progetto Coral

Sanzionato dai partner dell’Area 4 il progetto per lo sviluppo delle riserve esclusive dell’Area 4 in Mozambico pari a 450 miliardi di metri cubi di gas in posto. Per la realizzazione dell’unità di Floating LNG è stato ottenuto un project financing multi source da $4,7 miliardi.

Sviluppo internazionale Chimica

Avviato in Corea del Sud il nuovo complesso industriale per la produzione di elastomeri premium a tecnologia Versalis, in joint venture con l’operatore locale Lotte Chemical.

Licensing tecnologia EST

Valorizzato il know-how della raffinazione attraverso due accordi di licensing con le società cinesi Sinopec e Zhejiang Petrochemicals per l’utilizzo della tecnologia di conversione Eni Slurry Technology (EST).

Energie rinnovabili

Concretizzato l’impegno sulle rinnovabili con l’apertura dei primi cantieri in Italia e Algeria e con lo sviluppo di ulteriori iniziative in Italia e all’estero. Firmato l’accordo di collaborazione con General Electric e con il Ministero dell’Energia kazako e il Memorandum of Understanding con il Ministero dell’Elettricità egiziano per la realizzazione congiunta di nuovi impianti.

Sicurezza delle persone

Migliorato l’indice di frequenza degli infortuni totali registrabili (-6,8% rispetto al 2016), in riduzione sia per i dipendenti (-17,2%) sia per i contrattisti (-2%), grazie all’implementazione di progetti specifici di formazione e sensibilizzazione delle persone Eni. Nel 2017 è stato inaugurato a Gela il nuovo Safety Training Center per la formazione in ambito salute, sicurezza e ambiente.

Climate change

Nell’ambito della strategia volta a ridurre il “carbon footprint” di Eni è stato potenziato il programma di sviluppo del business delle energie rinnovabili che a oggi può contare su circa 20 progetti in esecuzione o prossimi alla FID che incrementeranno di circa 250 MW la capacità generativa di Eni. Inoltre, Eni partecipa alla Task Force sulla financial disclosure sul climate change del Financial Stability Board (TCFD) con l’obiettivo di fornire al mercato informazioni sempre più trasparenti sui rischi e le opportunità legate al cambiamento climatico.

Impegno nella riduzione del flaring

Eni ha aderito alla Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) sponsorizzata dalla Banca Mondiale, un’iniziativa pubblico-privata che coinvolge compagnie petrolifere internazionali, governi e istituzioni internazionali. Eni ha ridotto il flaring di circa il 68% negli ultimi dieci anni e ha favorito l’accesso all’energia ad oltre 18 milioni di persone nell’Africa Sub-Sahariana.

Emissioni GHG

Incrementate su base lorda del 2,5% rispetto al 2016 per la crescita delle produzioni. L’indice di emissione per barile prodotto è tuttavia diminuito di circa il 3% vs. 2016 e del 19% vs. 2014 in linea con l’obiettivo di lungo termine di una riduzione del 43% al 2025.

Oil spill operativi

I barili sversati a seguito di oil spill operativi (maggiori di un barile), riconducibili per il 94% al settore E&P, sono più che raddoppiati rispetto al 2016. La causa principale è stata la fuoriuscita da serbatoio del Centro Olio Val d’Agri (COVA) dove Eni ha attuato tutte le contromisure necessarie per ridurre al minimo il danno ambientale e per prevenire incidenti futuri attraverso l’upgrading delle infrastrutture.

Diritti umani

Avviato nel 2017 un gruppo di lavoro sui Diritti Umani nel business supportato dal Danish Institute for Human Rights. Il confronto tra i processi aziendali e gli standard internazionali (UN Guiding Principles on Business and Human Rights) ha consentito la definizione di una roadmap per migliorare ulteriormente le performance in materia di Diritti Umani.

Il nostro impegno si rinnova ogni giorno

Le persone di Eni lavorano in 71 Paesi del mondo per garantire alti standard qualitativi in tutte le attività nelle quali la nostra impresa dell’energia opera, dalla ricerca tecnologica alle attività negli offshore, dalla progettazione fino alla commercializzazione di fonti energetiche.

Il portafoglio di asset petroliferi convenzionali a contenuto break-even e la qualità della base risorse con opzioni di monetizzazione anticipata costituiscono i vantaggi del business upstream Eni. La forte presenza nel mercato del gas e del GNL e le competenze nella raffinazione consentono di perseguire opportunità e progetti congiunti nella catena del valore degli idrocarburi. I fondamentali dell’azienda, tra i quali l’elevata incidenza delle riserve gas e la possibilità di crescere nelle rinnovabili grazie alle sinergie con gli asset industriali Eni, favoriranno l’evoluzione del business model verso uno scenario low carbon.

Flusso delle attività

UPSTREAM

Eni è attiva nell’esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale principalmente in Italia, Algeria, Angola, Congo, Egitto, Ghana, Libia, Mozambico, Nigeria, Norvegia, Kazakhstan, Regno Unito, Stati Uniti e Venezuela, per complessivi 46 Paesi.

MID-DOWNSTREAM

Eni commercializza gas, energia elettrica, GNL e prodotti in Europa e in mercati extraeuropei grazie anche alle attività di trading. Le disponibilità sono assicurate dalle produzioni di petrolio e gas upstream, da contratti long-term, da un parco di centrali elettriche cogenerative, dal sistema di raffinazione Eni e dagli impianti chimici Versalis. L'approvvigionamento di materia prima è ottimizzato dal trading. L'integrazione verticale tra le business unit consente di cogliere sinergie operative ed efficienze di costo.