Relazione Finanziaria Annuale 2021
Esplora gli highlight del 2021La nostra Mission
Siamo un’impresa dell’energia.
sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa,
con l’obiettivo di preservare il nostro pianeta
e promuovere l’accesso alle risorse energetiche
in maniera efficiente e sostenibile per tutti.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l’innovazione.
Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze.
Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità
come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell’umanità.
Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire.
Crediamo nella partnership di lungo termine con i paesi e le comunità che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
L’agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (sdgs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
Attività
Le attività di Eni: la catena del valore
Eni è un’azienda globale dell’energia ad elevato contenuto tecnologico, presente lungo tutta la catena del valore: dall’esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale, alla generazione di energia elettrica da cogenerazione e da fonti rinnovabili, alla raffinazione e alla chimica tradizionali e bio, fino allo sviluppo di processi di economia circolare. Eni estende il proprio raggio d’azione fino ai mercati finali, commercializzando gas, energia elettrica e prodotti ai mercati locali e ai clienti retail e business, a cui offre anche servizi di efficienza energetica e mobilità sostenibile. Per assorbire le emissioni residue saranno implementate sia iniziative di cattura e stoccaggio della CO2, che di Natural Climate Solutions.
Competenze consolidate, tecnologie e distribuzione geografica degli asset sono le leve di Eni per rafforzare la sua presenza lungo la catena del valore.
Eni si è impegnata a diventare una compagnia leader nella produzione e vendita di prodotti energetici decarbonizzati, sempre più orientata al cliente. La decarbonizzazione sarà conseguita mediante l’implementazione e il rafforzamento di tecnologie e attività esistenti quali:
-
Efficienza e digitalizzazione nelle operazioni e nei servizi ai clienti;
-
Rinnovabili attraverso l’incremento della capacità e l’integrazione con il business retail;
-
Bioraffinerie con un apporto crescente di materia prima proveniente da rifiuti e scarti e da una filiera integrata di produzione di agribio-feedstock non in competizione con la produzione alimentare;
-
Economia circolare con un incremento della produzione di biometano, dell’uso di prodotti di scarto e del riciclo di prodotti finali;
-
Idrogeno blu e verde per attività industriali altamente energivore e per la mobilità sostenibile;
-
Carbon capture naturale o artificiale per assorbire le emissioni residue attraverso Natural Climate Solutions, tra cui iniziative REDD+ di conservazione delle foreste e progetti di CCS.
Il gas costituirà un importante sostegno alle fonti intermittenti nell’ambito della transizione energetica.
Attività Eni nel mondo
Attività
Modello di business
Il modello di business di Eni è volto alla creazione di valore per tutti gli stakeholder, attraverso una forte presenza lungo tutta la catena del valore dell’energia. Eni punta a contribuire, direttamente o indirettamente, al conseguimento degli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDG) dell’Agenda 2030 delle Nazioni Unite, sostenendo una transizione energetica socialmente equa, che risponda con soluzioni concrete ed economicamente sostenibili alle sfide di contrastare il cambiamento climatico e dare accesso all’energia in maniera efficiente e sostenibile, per tutti.
Eni combina in maniera organica il proprio piano industriale con i principi di sostenibilità ambientale e sociale, estendendo il proprio raggio di azione lungo tre direttrici:
- eccellenza operativa
- neutralità carbonica al 2050
- alleanze per lo sviluppo
Eccellenza operativa
Neutralità carbonica al 2050
Il modello di business di Eni prevede un percorso di decarbonizzazione verso la neutralità carbonica al 2050 basato su un approccio che guarda alle emissioni generate lungo l’intero ciclo di vita dei prodotti energetici e su un set di azioni che porteranno alla totale decarbonizzazione dei processi e dei prodotti entro il 2050. Questo percorso, conseguito attraverso tecnologie già esistenti, consentirà ad Eni di abbattere totalmente la propria impronta carbonica, sia in termini di emissioni nette che in termini di intensità carbonica netta.
Alleanze per lo sviluppo
La terza direttrice sono le Alleanze per lo sviluppo attraverso la valorizzazione delle risorse dei Paesi di presenza, favorendo l’accesso all’elettricità e promuovendo Programmi per lo sviluppo locale (Local Development Programme - LDP) con un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità. Questo approccio distintivo, denominato “Dual Flag”, è basato su collaborazioni con altri attori riconosciuti a livello internazionale al fine di individuare i bisogni delle comunità in linea con i Piani di Sviluppo Nazionali e l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Eni è impegnata, inoltre, nella creazione di opportunità di lavoro e nel trasferimento del proprio know-how e le proprie competenze ai propri partner locali.
Il modello di business Eni si sviluppa lungo queste tre direttrici facendo leva sulle competenze interne, sullo sviluppo e l’applicazione di tecnologie innovative e sul processo di digitalizzazione.
Elemento fondante del modello di business è il sistema di Corporate Governance, ispirato ai principi di trasparenza e integrità, e approfondito nella Sezione di “Governance”.
Approccio responsabile e sostenibile
La Mission esprime con chiarezza l’impegno di Eni nel voler giocare un ruolo determinante nel processo di “Just Transition” per raggiungere l’obiettivo di zero emissioni nette entro il 2050 in un’ottica di condivisione dei benefici sociali ed economici con i lavoratori, la catena di fornitura, le comunità e i clienti in maniera inclusiva, trasparente e socialmente equa, contribuendo al raggiungimento degli Obiettivi per lo Sviluppo Sostenibile (SDG).
Eni in sintesi
Nel corso del 2021 abbiamo raggiunto risultati eccellenti e accelerato la nostra strategia di trasformazione che fa leva sull’integrazione di tecnologie, nuovi modelli di business e stretta collaborazione con i nostri stakeholders. La rigorosa disciplina finanziaria e la riduzione dei costi messe in campo in seguito alla crisi pandemica ci hanno consentito di cogliere al meglio la forte ripresa economica del 2021. L’Upstream continua da un lato a fornirci le risorse per alimentare la nostra strategia di decarbonizzazione, mentre i business legati alla transizione, come quelli raccolti nella nuova società Plenitude, offrono dall’altro lato il loro importante contributo. In questo modo abbiamo consolidato un EBIT di €9,7 mld e un utile netto adjusted di €4,3 mld. La forte generazione di cassa, che ha beneficiato anche della selettività nelle scelte di spesa, ha reso disponibili €7,6 mld di free cash flow organico, in grado di accelerare la crescita dei business green e di coprire dividendi e buy-back già ritornati a livelli pre-pandemia, e ridurre il rapporto d’indebitamento al 20%, rispetto al 31% dello scorso anno. Continua inoltre la trasformazione del portafoglio per estrarre valore dai nostri business, ottimizzare il costo del capitale e massimizzare la crescita.
Approfondimenti:
Nel 2021 Eni ha conseguito una delle migliori performance economico-finanziarie dell’ultimo decennio e accelerato l’implementazione della strategia di trasformazione verso un’offerta di prodotti e servizi decarbonizzati. Superata l’emergenza, la ripartenza macroeconomica del 2021, progressivamente allargatasi dall’Asia ai Paesi occidentali, ha trainato la domanda oil&gas globale che dopo il declino del picco pandemico è rimbalzata in modo sincrono in tutte le geografie, creando tensioni dal lato di un’offerta poco reattiva a causa dei tagli degli investimenti nel settore upstream, riproponendo in tutta la sua criticità il tema della sicurezza energetica.
Sviluppo delle rinnovabili
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||||||
Ricavi della gestione caratteristica |
(€ milioni) |
76.575 |
43.987 |
69.881 |
||||||||||
Utile (perdita) operativo |
|
12.341 |
(3.275) |
6.432 |
||||||||||
Utile (perdita) operativo adjusted(a) |
|
9.664 |
1.898 |
8.597 |
||||||||||
di cui: Exploration & Production |
|
9.293 |
1.547 |
8.640 |
||||||||||
Global Gas & LNG Portfolio |
|
580 |
326 |
193 |
||||||||||
Refining & Marketing e Chimica |
|
152 |
6 |
21 |
||||||||||
Plenitude & Power |
|
476 |
465 |
370 |
||||||||||
Utile (perdita) netto adjusted(a)(b) |
|
4.330 |
(758) |
2.876 |
||||||||||
Utile (perdita) netto(b) |
|
5.821 |
(8.635) |
148 |
||||||||||
Flusso di cassa netto da attività operativa |
|
12.861 |
4.822 |
12.392 |
||||||||||
Investimenti tecnici(c) |
|
5.313 |
4.644 |
8.376 |
||||||||||
di cui: ricerca esplorativa |
|
391 |
283 |
586 |
||||||||||
sviluppo riserve di idrocarburi |
|
3.443 |
3.077 |
5.931 |
||||||||||
Dividendi per esercizio di competenza(d) |
|
3.022 |
1.286 |
3.078 |
||||||||||
Dividendi pagati nell’esercizio |
|
2.358 |
1.965 |
3.018 |
||||||||||
Totale attività a fine periodo |
|
137.765 |
109.648 |
123.440 |
||||||||||
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi |
|
44.519 |
37.493 |
47.900 |
||||||||||
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 |
|
8.987 |
11.568 |
11.477 |
||||||||||
Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 |
|
14.324 |
16.586 |
17.125 |
||||||||||
Capitale investito netto |
|
58.843 |
54.079 |
65.025 |
||||||||||
di cui: Exploration & Production |
|
48.014 |
45.252 |
53.358 |
||||||||||
Global Gas & LNG Portfolio |
|
(823) |
796 |
1.327 |
||||||||||
Refining & Marketing e Chimica |
|
9.815 |
8.786 |
10.215 |
||||||||||
Plenitude & Power |
|
5.474 |
2.284 |
1.787 |
||||||||||
Prezzo delle azioni a fine periodo |
(€) |
12,2 |
8,6 |
13,9 |
||||||||||
Numero medio ponderato di azioni in circolazione |
(milioni) |
3.566,0 |
3.572,5 |
3.592,2 |
||||||||||
Capitalizzazione di borsa(e) |
(€ miliardi) |
44 |
31 |
50 |
||||||||||
|
||||||||||||||
Performance dell'anno
Exploration & Production
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||
Produzione di idrocarburi |
(migliaia di boe/giorno) |
1.682 |
1.733 |
1.871 |
||||||
Riserve certe di idrocarburi |
(milioni di boe) |
6.628 |
6.905 |
7.268 |
||||||
Vita utile residua delle riserve certe |
(anni) |
10,8 |
10,9 |
10,6 |
||||||
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve |
(%) |
55 |
43 |
92 |
||||||
Profit per boe(a)(c) |
($/boe) |
4,8 |
3,8 |
7,7 |
||||||
Opex per boe(b) |
|
7,5 |
6,5 |
6,4 |
||||||
Finding & Development cost per boe(c) |
|
20,4 |
17,6 |
15,5 |
||||||
|
||||||||||
Refining & Marketing e Chimica
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
Capacità di bioraffinazione |
(milioni di tonnellate/anno) |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
Produzioni vendute di biocarburanti certificati |
(migliaia di tonnellate) |
585 |
622 |
256 |
Tasso di utilizzo medio bioraffinerie |
(%) |
65 |
63 |
44 |
Quota di mercato rete in Italia |
|
22,3 |
23,2 |
23,6 |
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa |
(milioni di tonnellate) |
7,23 |
6,61 |
8,25 |
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo |
(numero) |
5.314 |
5.369 |
5.411 |
Erogato medio per stazione di servizio rete Europa |
(migliaia di litri) |
1.521 |
1.390 |
1.766 |
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale |
(%) |
76 |
69 |
88 |
Produzioni di prodotti petrolchimici |
(migliaia di tonnellate) |
8.476 |
8.073 |
8.068 |
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici |
(%) |
66 |
65 |
67 |
Plenitude & Power
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo |
(megawatt) |
1.137 |
335 |
174 |
Produzione di energia da fonti rinnovabili |
(gigawattora) |
986 |
340 |
61 |
Vendite gas retail e business |
(miliardi di metri cubi) |
7,85 |
7,68 |
8,62 |
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali |
(terawattora) |
16,49 |
12,49 |
10,92 |
Produzione termoelettrica |
|
22,36 |
20,95 |
21,66 |
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi |
|
28,54 |
25,33 |
28,28 |
Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario
La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2021 di Eni è redatta in conformità al D.Lgs. 254/2016 e ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI).
Exploration & Production
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||||||||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) |
(infortuni totali registrabili/ |
0,25 |
0,28 |
0,33 |
||||||||||||
di cui: dipendenti |
|
0,09 |
0,18 |
0,18 |
||||||||||||
contrattisti |
|
0,30 |
0,31 |
0,37 |
||||||||||||
Profit per boe(b)(c) |
($/boe) |
4,8 |
3,8 |
7,7 |
||||||||||||
Opex per boe(d) |
|
7,5 |
6,5 |
6,4 |
||||||||||||
Cash flow per boe |
|
20,6 |
9,8 |
18,6 |
||||||||||||
Finding & Development cost per boe(c)(d) |
|
20,4 |
17,6 |
15,5 |
||||||||||||
Prezzi medi di realizzo degli idocarburi |
|
51,49 |
28,92 |
43,54 |
||||||||||||
Produzione di idrocarburi(d) |
(migliaia di boe/giorno) |
1.682 |
1.733 |
1.871 |
||||||||||||
Riserve certe di idrocarburi |
(milioni di boe) |
6.628 |
6.905 |
7.268 |
||||||||||||
Vita utile residua delle riserve certe |
(anni) |
10,8 |
10,9 |
10,6 |
||||||||||||
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve |
(%) |
55 |
43 |
92 |
||||||||||||
Dipendenti in servizio a fine periodo |
(numero) |
9.409 |
9.815 |
10.272 |
||||||||||||
di cui all’estero |
|
6.045 |
6.123 |
6.781 |
||||||||||||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
22,3 |
21,1 |
22,8 |
||||||||||||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata(a)(e) |
(tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe) |
20,2 |
20,0 |
19,6 |
||||||||||||
Emissioni fuggitive di metano(a) |
(migliaia di tonnellate di CH4) |
9,2 |
11,2 |
21,9 |
||||||||||||
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine(a) |
(miliardi di Sm3) |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
||||||||||||
Net carbon footprint upstream (Scope 1 + 2)(f) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
11,0 |
11,4 |
14,8 |
||||||||||||
Oil spill operativi (>1 barile)(a) |
(barili) |
436 |
882 |
988 |
||||||||||||
Acqua di produzione reiniettata(a) |
(%) |
58 |
53 |
58 |
||||||||||||
|
||||||||||||||||
Performance dell'anno
- L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è stato pari allo 0,25, in miglioramento del 9%, confermando l’impegno Eni nelle diverse attività operative per la riduzione degli infortuni.
- Emissioni dirette di GHG (Scope 1) da asset operati in aumento del 6% rispetto al 2020, principalmente per la ripresa delle attività.
- Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata pari a 20,2 tonnellate di CO2eq./migliaia di boe, sostanzialmente stabile rispetto al 2020.
- Emissioni fuggitive di metano da asset operati in riduzione del 18% rispetto al 2020 in relazione al costante monitoraggio periodico in sito e delle relative attività di manutenzione.
- Net carbon footprint upstream (emissioni nette di GHG Scope 1 + Scope 2 contabilizzate su base equity al netto dei carbon sink) in lieve miglioramento rispetto al 2020.
- Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine in asset operati in aumento del 12% rispetto al 2020, principalmente a causa della ripresa delle attività presso gli impianti di Abu-Attifel ed El Feel in Libia, rimasti fermi per quasi tutto il 2020.
- Oil spill operativi più che dimezzati rispetto al 2020, grazie alla prosecuzione dell’azione di misure tecniche nelle attività operative.
- Acqua di produzione reiniettata in aumento rispetto al 2020 grazie alla completa ripresa delle attività di reiniezione in Congo e in Libia.
- Produzioni di idrocarburi pari a 1,7 milioni di boe/giorno a parità di prezzo. La crescita è stata sostenuta dal ramp-up delle produzioni gas dei giant Zohr in Egitto e Merakes in Indonesia, quest’ultimo avviato in aprile. La performance è stata condizionata dalla maggiore attività di manutenzione in Norvegia, Italia e Regno Unito, dalla minore attività in Nigeria e dal declino dei campi maturi.
- Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2021 ammontano a 6,6 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 69 $/barile. Il tasso di rimpiazzo all sources è pari al 55%. Media triennale del tasso di rimpiazzo all sources pari al 73%. La vita utile residua delle riserve è di 10,8 anni (10,9 anni nel 2020).
Global Gas & Lng Portfolio
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) |
(infortuni totali registrabili/ |
0,00 |
1,15 |
0,56 |
||||||
di cui: dipendenti |
|
0,00 |
0,99 |
0,96 |
||||||
contrattisti |
|
0,00 |
1,37 |
0,00 |
||||||
Vendite gas naturale(b) |
(miliardi di metri cubi) |
70,45 |
64,99 |
72,85 |
||||||
Italia |
|
36,88 |
37,30 |
37,98 |
||||||
Resto d’Europa |
|
28,01 |
23,00 |
26,72 |
||||||
di cui: Importatori in Italia |
|
2,89 |
3,67 |
4,37 |
||||||
Mercati europei |
|
25,12 |
19,33 |
22,35 |
||||||
Resto del mondo |
|
5,56 |
4,69 |
8,15 |
||||||
Vendite di GNL(c) |
|
10,9 |
9,5 |
10,1 |
||||||
Dipendenti in servizio a fine periodo |
(numero) |
847 |
700 |
711 |
||||||
di cui all’estero |
|
571 |
410 |
418 |
||||||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) |
(milioni di tonnellate di CO2eq.) |
1,01 |
0,36 |
0,25 |
||||||
|
||||||||||
Performance dell'anno
- Conseguito il target di zero infortuni di dipendenti e contrattisti.
- Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) pari a 1,01 milioni di tonnellate di CO2eq. evidenziano un trend in aumento dell’incremento di volumi di gas trasportati dai gasdotti TTPC e TMPC e del consolidamento dell’impianto di liquefazione di Damietta.
- Le vendite di gas naturale di 70,45 miliardi di metri cubi sono in aumento dell’8% rispetto al 2020 (+5,46 miliardi di metri cubi).
- Le vendite di GNL di 10,9 miliardi di metri cubi sono in aumento del 14,7% rispetto al 2020.
Refining & Marketing e Chimica
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) |
(infortuni totali registrabili/ |
0,80 |
0,80 |
0,27 |
||
di cui: dipendenti |
|
1,13 |
1,17 |
0,24 |
||
contrattisti |
|
0,49 |
0,48 |
0,29 |
||
Lavorazioni bio |
(migliaia di tonnellate) |
665 |
710 |
311 |
||
Capacità di bioraffinazione |
(milioni di tonnellate/anno) |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
||
Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie |
(%) |
65 |
63 |
44 |
||
Grado di conversione del sistema di raffinazione tradizionale |
|
49 |
54 |
54 |
||
Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale |
|
76 |
69 |
88 |
||
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa |
(milioni di tonnellate) |
7,23 |
6,61 |
8,25 |
||
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo |
(numero) |
5.314 |
5.369 |
5.411 |
||
Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa |
(migliaia di litri) |
1.521 |
1.390 |
1.766 |
||
Grado di efficienza della rete |
(%) |
1,19 |
1,22 |
1,23 |
||
Produzione di prodotti petrolchimici |
(migliaia di tonnellate) |
8.476 |
8.073 |
8.068 |
||
Vendite di prodotti petrolchimici |
|
4.451 |
4.339 |
4.295 |
||
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici |
(%) |
66 |
65 |
67 |
||
Dipendenti in servizio a fine periodo |
(numero) |
13.072 |
11.471 |
11.626 |
||
di cui all’estero |
|
4.044 |
2.556 |
2.591 |
||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
6,72 |
6,65 |
7,97 |
||
Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie |
(tonnellate di CO2 eq./migliaia di tonnellate) |
228 |
248 |
248 |
||
|
||||||
Performance dell'anno
- L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro (0,80) evidenzia una sostanziale tenuta rispetto al 2020.
- Le emissioni dirette di GHG (Scope 1) hanno registrato un lieve aumento (+1%) rispetto al 2020, a seguito della ripresa delle attività in particolare nel settore della chimica.
- Le emissioni dirette di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) delle raffinerie risultano in riduzione dell’8% rispetto al 2020, nonostante i maggiori volumi lavorati presso i siti di Sannazzaro e Livorno.
- Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio (esclusi i volumi lavorati presso ADNOC Refining) nel 2021 sono state di 18,78 milioni di tonnellate, in aumento del 10,5% rispetto al periodo di confronto, beneficiando della ripresa economica del 2021 sostenuta dal riavvio delle attività che nel 2020 erano impattate dal parziale lockdown dell’economia.
- In riduzione i volumi di lavorazione di oli vegetali in un contesto di scenario particolarmente depresso (665 milioni di tonnellate, -6% rispetto al 2020).
- Vendite sulla rete in Italia (5,12 milioni di tonnellate) in aumento rispetto al 2020 (+12%) per la progressiva riapertura dell’economia e maggiore mobilità delle persone. Quota di mercato pari a 22,3% (23,2% nel 2020).
- Le vendite di prodotti petrolchimici di 4,45 milioni di tonnellate sono aumentate del 3% grazie alla crescita macroeconomica, al rimbalzo della domanda in settori trainanti, quali il packaging e alla ripresa del settore automotive.
L’attività ambientale è svolta da Eni Rewind, la società di Eni che opera in linea con i principi dell’economia circolare per valorizzare i terreni, le acque e i rifiuti, industriali o derivanti da attività di bonifica, attraverso progetti di risanamento e di recupero sostenibili, in Italia ed all’estero.
Attraverso il suo modello integrato end to end Eni Rewind garantisce il presidio di ogni fase del processo di bonifica e della gestione dei rifiuti, pianificando sin dalle prime fasi, i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle risorse (suoli, acque, rifiuti), rendendole disponibili per nuove opportunità di sviluppo.
Attività di bonifica
Sulla base delle competenze maturate e in accordo con gli Enti e gli stakeholder, Eni Rewind identifica i progetti di valorizzazione e riutilizzo delle aree bonificate consentendo il recupero ambientale di siti ex industriali e il rilancio dell’economia locale. In tale ambito, nel corso del 2021 sono state identificate aree idonee per l’installazione di impianti fotovoltaici ed eolici.
Eni Rewind, proprietaria dell’area Ponticelle a Ravenna, un’area industriale dismessa esterna allo stabilimento petrolchimico di Ravenna, nel 2021 ha ottenuto la certificazione per le attività di messa in sicurezza permanente (MISP) con la realizzazione di un capping e ha dato avvio ad un piano di riqualificazione produttiva che prevede l’applicazione di tecnologie innovative, sostenibili e di recupero, oltre a delle opere di urbanizzazione dell’area. Prevista la realizzazione di un impianto fotovoltaico nell’area oggetto di MISP, una piattaforma di biorecupero dei terreni per il successivo reimpiego delle terre e di gestione di rifiuti industriali. In particolare, quest’ultima verrà gestita da HEA SpA, una società paritetica tra Eni Rewind ed Herambiente Servizi Industriali costituita nel marzo 2021.
Water & Waste Management
Eni Rewind gestisce il trattamento delle acque, finalizzato all’attività di bonifica, attraverso un sistema integrato di intercettazione dell’acquifero e di convogliamento delle acque di falda ad impianti di trattamento per la loro depurazione. Attualmente sono operativi e gestiti 42 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 36 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2021. Sono proseguite le attività di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento acque di falda ed implementazione del controllo da remoto. Continua l’attività di recupero e riutilizzo dell’acqua trattata per la produzione di acqua demineralizzata per uso industriale e nell’ambito dei piani operativi di bonifica dei siti contaminati. Nel corso del 2021 sono stati riutilizzati circa 9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento di oltre 3 milioni di metri cubi rispetto al 2020.
Nel corso del 2021 è stata completata l’installazione di 44 dispositivi che impiegano la tecnologia proprietaria E-Hyrec® per la rimozione selettiva di idrocarburi dalle acque sotterranee, consentendo di migliorare l’efficacia e l’efficienza della bonifica della falda, con importanti riduzioni dei tempi di estrazione ed evitando lo smaltimento di oltre 1.000 tonnellate di rifiuto equivalente.
Proseguono inoltre le attività relative all’applicazione della tecnologia Blue Water, finalizzata al trattamento e al recupero delle acque di produzione derivanti dalle attività di estrazione del greggio. È in corso l’istruttoria per l’ottenimento delle autorizzazioni da parte degli Enti Locali per realizzare il primo impianto su scala industriale nel Centro Olio Val d’Agri di Viggiano, in Basilicata. Eni Rewind opera inoltre come centro di competenza Eni per la gestione dei rifiuti provenienti dalle attività di risanamento ambientale e dalle attività produttive di Eni in Italia, grazie al suo modello di gestione che, adottando le migliori soluzioni tecnologiche disponibili sul mercato, permette di minimizzare i costi e gli impatti ambientali.
Nel corso del 2021 Eni Rewind ha gestito complessivamente circa 1,9 milioni di tonnellate1 di rifiuti avviando gli stessi a recupero o smaltimento presso impianti esterni. In particolare l’indice di recupero (rapporto rifiuti recuperati/recuperabili) del 2021 è stato del 73%: la lieve diminuzione rispetto al 2020 (78%) è dovuta alle caratteristiche qualitative e granulometriche dei rifiuti da bonifica, rilevate in sede di caratterizzazione, che ne hanno impedito e/o limitato il recupero rispetto all’anno precedente, oltre che a una riduzione di disponibilità dagli impianti esterni, al fine del recupero, in specifiche regioni d’Italia.
Nell’ambito della gestione rifiuti in coerenza con i principi dell’economia circolare, della valorizzazione delle risorse e della sinergia con il territorio, prosegue l’impegno della società nello sviluppo della tecnologia proprietaria Eni `Waste to Fuel’ che tratta la frazione organica dei rifiuti urbani per produrre bio-olio e biometano, oltre a recuperare l’acqua che costituisce la componente principale del rifiuto c.d. “umido”, per nuovi usi industriali e irrigui.
(1) Nel volume riportato sono ricompresi i rifiuti derivanti dalla gestione delle attività ambientali della rete dei Punti Vendita (circa 92 mila tonnellate), il cui “produttore” è la stessa ditta ambientale incaricata all’esecuzione dei lavori.
Certificazioni
Nel 2021 Eni Rewind ha ottenuto l’Attestazione SOA - certificazione obbligatoria per la partecipazione a gare per l’esecuzione di appalti pubblici di lavoro, con importo a base d’asta superiore a € 150.000 - sulle proprie attività core, nella categoria generale OG 12 - Opere ed impianti di bonifica e protezione ambientale e nelle categorie specialistiche OS 22 - Impianti di potabilizzazione e depurazione e OS 14 - Impianti smaltimento e recupero rifiuti.
Iniziative no captive
Dal 2020 Eni Rewind ha ampliato il perimetro delle proprie attività al di fuori del gruppo. Nel corso del 2021 sono proseguite le attività relative alla stipula di contratti con: Edison, per la bonifica del sito di Mantova e Altomonte, a Cosenza e Acciaierie d’Italia, per la progettazione degli interventi di bonifica dell’area ex Ilva a Taranto. Sono stati inoltre completati i processi di qualifica come fornitore per importanti operatori nazionali ed esteri (Arcadis, MOL Group, Edison, Tamoil, TOTAL, Q8, ADNOC).
Avviata la partecipazione a diversi tender di gara con primari operatori di livello nazionale, risultando aggiudicataria dell’appalto con ANAS, per servizi di indagine e caratterizzazione nel lotto adriatico (Emilia Romagna, Marche, Abruzzo, Molise, Puglia), dove Eni Rewind, attraverso i propri laboratori ambientali, fornirà servizi di analisi chimiche. Sottoscritti accordi di collaborazione con le principali società italiane che gestiscono la raccolta e il trattamento dei rifiuti urbani e con attori chiave della filiera (CONAI). Tali accordi sono finalizzati alla valutazione dell’opportunità di realizzare nuovi impianti di trattamento e recupero dei rifiuti sui terreni bonificati o che si renderanno disponibili a seguito della progressiva riconversione dei siti Eni di raffinazione e della chimica.
Eni Rewind Estero
Eni Rewind, a partire dal 2018, ha messo a disposizione le proprie competenze a favore delle consociate estere di Eni per le tematiche ambientali e in particolare per le attività di gestione e valorizzazione della risorsa idrica, della matrice suolo, oltre che di training e knowledge sharing. Nel gennaio 2021 è stato sottoscritto un Memorandum of Understanding (MoU) tra l’Autorità Nazionale per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) ed Eni Rewind con l’obiettivo di individuare e promuovere iniziative congiunte per la gestione, il recupero e il riutilizzo delle risorse acqua e suolo e dei rifiuti nel Paese. Nel mese di ottobre è stato effettuato un assessment presso gli impianti petrolchimici e di raffinazione del Regno del Bahrain che ha individuato tre possibili aree di attività per Eni Rewind relative alla modellazione della falda, al waste management e all’esecuzione di test in campo della tecnologia proprietaria E-Hyrec®.
È stata ottenuta la qualifica come fornitore della Abu Dhabi Oil Company (ADNOC) per le attività di demolizione e bonifica. Sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione delle waste water e delle acque di processo mediante il loro riutilizzo per impianti situati in Algeria e Libia ed estesi alle consociate estere i servizi di progettazione per le attività ambientali e di decommissioning dei punti vendita attivi e dismessi.
Plenitude & Power
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) |
(infortuni totali registrabili/ |
0,29 |
0,32 |
0,62 |
||
di cui: dipendenti |
|
0,49 |
0,00 |
0,30 |
||
contrattisti |
|
0,00 |
0,73 |
0,95 |
||
Plenitude |
|
|
|
|
||
Vendite retail e business gas |
(miliardi di metri cubi) |
7,85 |
7,68 |
8,62 |
||
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali |
(terawattora) |
16,49 |
12,49 |
10,92 |
||
Clienti retail e business |
(milioni di PDR) |
10,04 |
9,70 |
9,55 |
||
Produzione di energia da fonti rinnovabili |
(gigawattora) |
986 |
340 |
61 |
||
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo |
(megawatt) |
1.137 |
335 |
174 |
||
Power |
|
|
|
|
||
Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi |
(terawattora) |
28,54 |
25,33 |
28,28 |
||
Produzione termoelettrica |
|
22,36 |
20,95 |
21,66 |
||
Dipendenti in servizio a fine periodo |
(numero) |
2.464 |
2.092 |
2.056 |
||
di cui: all’estero |
|
600 |
413 |
358 |
||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
10,03 |
9,63 |
10,22 |
||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Eni Power)(a) |
(gCO2 eq./kWh eq.) |
380 |
391 |
394 |
||
|
||||||
Performance dell'anno
- L’indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro è migliorato del 9,3% rispetto al 2020, grazie all’ottima performance ottenuta dai contrattisti.
- Le emissioni di GHG (Scope 1) aumentano del 4% rispetto al 2020 come conseguenza dell’incremento dei livelli produttivi delle centrali Power.
- L’indice relativo alle emissioni di GHG (Scope 1) per unità di energia elettrica prodotta registra un trend in riduzione rispetto al 2020 (-3%) beneficiando del minore impiego di syngas nel processo produttivo della centrale di Ferrera Erbognone.
- La produzione di energia da fonti rinnovabili è stata pari a 986 GWh, quasi triplicata rispetto al periodo di confronto (340 GWh nel 2020), principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, negli Stati Uniti, in Francia e in Spagna.
- Al 31 dicembre 2021 la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 1.137 MW, di cui il 51% riferita a impianti eolici e il 48% a impianti fotovoltaici (potenza installata di storage pari a 1%).
- Le vendite retail e business di gas sono pari a 7,85 miliardi di metri cubi, in crescita del 2% rispetto al 2020, per effetto del minore impatto del COVID-19 rispetto al 2020 e dell’acquisizione di Aldro Energía.
- Le vendite retail e business di energia elettrica a clienti finali pari a 16,49 TWh sono in aumento del 32%, beneficiando dell’acquisizione di Aldro Energía, nonché dello sviluppo delle attività in Italia e all’estero.
- Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi sono state di 28,54 TWh, in aumento del 13% a seguito dei maggiori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
Dati principali
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||
Utile (perdita) netto |
|
|
|
|
||||||
per azione(a) |
(€) |
1,60 |
(2,42) |
0,04 |
||||||
per ADR(a)(b) |
($) |
3,78 |
(5,53) |
0,09 |
||||||
Utile (perdita) netto adjusted |
|
|
|
|
||||||
per azione(a) |
(€) |
1,19 |
(0,21) |
0,80 |
||||||
per ADR(a)(b) |
($) |
2,81 |
(0,48) |
1,79 |
||||||
Cash flow |
|
|
|
|
||||||
per azione(a) |
(€) |
3,61 |
1,35 |
3,45 |
||||||
per ADR(a)(b) |
($) |
8,54 |
3,08 |
7,72 |
||||||
Return on average capital employed (ROACE) adjusted |
(%) |
8,4 |
(0,6) |
5,3 |
||||||
Leverage ante IFRS 16 |
|
20 |
31 |
24 |
||||||
Leverage post IFRS 16 |
|
32 |
44 |
36 |
||||||
Gearing |
|
24 |
31 |
26 |
||||||
Coverage |
|
15,7 |
(3,1) |
7,3 |
||||||
Current ratio |
|
1,3 |
1,4 |
1,2 |
||||||
Debt coverage |
|
89,8 |
29,1 |
72,4 |
||||||
Net Debt/EBITDA adjusted |
|
83,7 |
174,1 |
100,7 |
||||||
Dividendo di competenza |
(€ per azione) |
0,86 |
0,36 |
0,86 |
||||||
Total Shareholders Return (TSR) |
(%) |
52,4 |
(34,1) |
6,7 |
||||||
Dividend yield(c) |
|
7,1 |
4,2 |
6,3 |
||||||
|
||||||||||
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
Exploration & Production |
(numero) |
9.409 |
9.815 |
10.272 |
Global Gas & LNG Portfolio |
|
847 |
700 |
711 |
Refining & Marketing e Chimica |
|
13.072 |
11.471 |
11.626 |
Plenitude & Power |
|
2.464 |
2.092 |
2.056 |
Corporate e altre attività |
|
6.897 |
7.417 |
7.388 |
Gruppo |
|
32.689 |
31.495 |
32.053 |
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
Spesa in R&S |
(€ milioni) |
177 |
157 |
194 |
Domande di primo deposito brevettuale |
(numero) |
30 |
25 |
34 |
|
|
2021 |
2020 |
2019 |
||||||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) |
(infortuni registrabili/ |
0,34 |
0,36 |
0,34 |
||||||
dipendenti |
|
0,40 |
0,37 |
0,21 |
||||||
contrattisti |
|
0,32 |
0,35 |
0,39 |
||||||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
40,1 |
37,8 |
41,2 |
||||||
Emissioni indirette di GHG (Scope 2) |
|
0,81 |
0,73 |
0,69 |
||||||
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti(b) |
|
176 |
185 |
204 |
||||||
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)(c) |
|
456 |
439 |
501 |
||||||
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)(c) |
(grammi di CO2eq./MJ) |
67 |
68 |
68 |
||||||
Net carbon footprint upstream (Scope 1+2)(c) |
(milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
11,0 |
11,4 |
14,8 |
||||||
Net carbon footprint Eni (Scope 1+2)(c) |
|
33,6 |
33,0 |
37,6 |
||||||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata (upstream) |
(tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe) |
20,2 |
20,0 |
19,6 |
||||||
Indice di efficienza operativa Gruppo |
|
32,0 |
31,6 |
31,4 |
||||||
Emissioni fuggitive di metano (upstream) |
(migliaia di tonnellate di CH4) |
9,2 |
11,2 |
21,9 |
||||||
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine |
(miliardi di Sm3) |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
||||||
Volumi totali oil spill (>1 barile) |
(barili) |
4.406 |
6.824 |
7.265 |
||||||
di cui: da atti di sabotaggio |
|
3.051 |
5.866 |
6.232 |
||||||
operativi |
|
1.355 |
958 |
1.033 |
||||||
Prelievi idrici di acqua dolce |
(milioni di metri cubi) |
125 |
113 |
128 |
||||||
Acqua di produzione reiniettata |
(%) |
58 |
53 |
58 |
||||||
|
||||||||||
