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Eni
Annual Report • May 10, 2023
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Annual Report
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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.
| ENI IN SINTESI | 2 |
|---|---|
| Principali dati | 4 |
| Eni in borsa | 7 |
| NATURAL RESOURCES | 9 |
| Exploration & Production | 10 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 63 |
| ENERGY EVOLUTION | 71 |
| Refining & Marketing e Chimica | 72 |
| Refining & Marketing | 73 |
| Chimica | 84 |
| Plenitude & Power | 89 |
| Attività Ambientali | 96 |
| ALLEGATI | 99 |
| Tabelle | 100 |
| Dati economico-finanziari | 100 |
| Personale | 115 |
| Dati infrannuali | 116 |
Disclaimer
Il Fact Book Eni è un supplemento alla Relazione Finanziaria Annuale e fornisce informazioni finanziarie e operative integrative alla stessa. Il Fact Book contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: possibili evoluzioni del conflitto tra Russia e Ucraina, l'impatto della pandemia COVID-19, l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza.
2022 in sintesi
LE NOSTRE MILESTONE
Produzione di idrocarburi 1,61 mln boe/g
Costa d'Avorio decisione finale d'investimento del progetto Beleine
Algeria
start-up di Berkine South
LNG
start-up del Progetto Coral in Mozambico
Rimpiazzato il 50%
del gas russo, principalmente con gas dall'Africa settentrionale
UPSTREAM/GGP ESPLORAZIONE DOWNSTREAM AGRIHUB
Circa 750 milioni di boe
di nuove risorse scoperte in Costa d'Avorio, Cipro, Emirati Arabi Uniti e Algeria
<2 \$/barile
costo esplorativo unitario
Affidabilità degli impianti e ottimizzazione dei processi
Raggiunto l'obiettivo "palm oil free"
Avviata la produzione di carburante sostenibile per l'aviazione (SAF)
Avviata la trasformazione del sito di Porto Marghera
Incrementata la quota Eni in Novamont
Integrazione verticale agribusiness -bioraffinazione
Primo cargo di biofeedstock dal Kenya
Coltivazioni sostenibili e sviluppo locale
ECCELLENTE PERFORMANCE FINANZIARIA
€20,4 mld UTILE OPERATIVO ADJUSTED
rilevante contributo dei settori E&P, GGP e R&M
€2,6 mld PROVENTI DA PARTECIPAZIONI circa il 50% distribuiti a Eni attraverso i dividendi
€20,4 mld CFFO ADJUSTED
finanziati gli investimenti, la crescita per linee esterne e la remunerazione degli azionisti. Surplus a riduzione del debito
€13,3 mld UTILE NETTO ADJUSTED
triplicato rispetto al 2021
€8,2 mld INVESTIMENTI ORGANICI
in linea con la guidance, a cambi costanti
13%LEVERAGE
debiti finanziari netti a €7 mld (ex-IFRS 16), al minimo storico il rapporto di leva finanziaria
DIVIDENDO 2022 E BUY-BACK
€0,88 per azione €2,4 mld di riacquisto azioni remunerazione degli azionisti pari complessivamente al 27% del CFFO
OPERAZIONI DI PORTAFOGLIO
Norvegia collocamento di una quota azionaria di Vår Energi
Algeria acquisizione di asset da bp
Congo acquisizione della Tango FLNG
Angola avviata l'operatività di Azule
SPAC collocamento azionario di NEOA
€8,2 mld INVESTIMENTI ORGANICI in linea con la guidance, a cambi costanti
debiti finanziari netti a €7 mld (ex-IFRS 16), al minimo storico il rapporto di leva finanziaria
DIVIDENDO 2022 E BUY-BACK
€2,4 mld di riacquisto azioni remunerazione degli azionisti
pari complessivamente al 27% del CFFO
13%LEVERAGE
€0,88 per azione
Business delle rinnovabili raddoppiata la capacità installata
Business retail risultati stabili in un contesto sfidante
E-mobility network in forte espansione, anche in Europa
PLENITUDE CARBON CAPTURE AND STORAGE
Progetto CCS HyNet nel Regno Unito per la decarbonizzazione dell'area di Bacton e Thames Estuary
Progetto CCS Ravenna
costituita la JV con Snam per la fase sperimentale dell'hub ravennate
DECARBONIZZAZIONE
Intensità emissiva di metano pari a 0,08% il linea con l'impegno di mantenimento al di sotto dello 0,2%
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1, 2 e 3) vs. 2018
-35% al 2030 -80%al 2040
Net Carbon Footprint Upstream Scope 1+2: -33% 2022 vs. 2018
UTILIZZO DELLA GENERAZIONE DI CASSA (€ MLD)
Principali dati
PRINCIPALI DATI ECONOMICO-FINANZIARI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
| di cui: Exploration & Production | 31.200 | 21.742 | 13.590 | 23.572 | 25.744 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 48.586 | 20.843 | 7.051 | 11.779 | 14.807 |
| Refining & Marketing e Chimica | 59.178 | 40.374 | 25.340 | 42.360 | 46.483 |
| Plenitude & Power | 20.883 | 11.187 | 7.536 | 8.448 | 8.218 |
| Corporate e altre attività | 1.879 | 1.698 | 1.559 | 1.676 | 1.588 |
| Elisioni di consolidamento | (29.214) | (19.269) | (11.089) | (17.954) | (21.018) |
| Utile (perdita) operativo | 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
| di cui: Exploration & Production | 15.908 | 10.066 | (610) | 7.417 | 10.214 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 3.730 | 899 | (332) | 431 | 387 |
| Refining & Marketing e Chimica | 460 | 45 | (2.463) | (682) | (501) |
| Plenitude & Power | (825) | 2.355 | 660 | 74 | 340 |
| Corporate e altre attività | (1.901) | (816) | (563) | (688) | (668) |
| Effetto eliminazione utili interni | 138 | (208) | 33 | (120) | 211 |
| Utile (perdita) operativo | 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
| Esclusione special item | 3.440 | (1.186) | 3.855 | 2.388 | 1.161 |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | (564) | (1.491) | 1.318 | (223) | 96 |
| Utile (perdita) operativo adjusted(a) | 20.386 | 9.664 | 1.898 | 8.597 | 11.240 |
| di cui: Exploration & Production | 16.411 | 9.293 | 1.547 | 8.640 | 10.850 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 2.063 | 580 | 326 | 193 | 278 |
| Refining & Marketing e Chimica | 1.929 | 152 | 6 | 21 | 360 |
| Plenitude & Power | 615 | 476 | 465 | 370 | 262 |
| Corporate e altre attività | (622) | (593) | (507) | (602) | (583) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato | (10) | (244) | 61 | (25) | 73 |
| Utile (perdita) netto(b) | 13.887 | 5.821 | (8.635) | 148 | 4.126 |
| Utile (perdita) netto adjusted(a)(b) | 13.301 | 4.330 | (758) | 2.876 | 4.583 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 17.460 | 12.861 | 4.822 | 12.392 | 13.647 |
| Investimenti tecnici | 8.056 | 5.234 | 4.644 | 8.376 | 9.119 |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 55.230 | 44.519 | 37.493 | 47.900 | 51.073 |
| Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 | 7.026 | 8.987 | 11.568 | 11.477 | 8.289 |
| Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 | 11.977 | 14.324 | 16.586 | 17.125 | n.a. |
| Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,13 | 0,20 | 0,31 | 0,24 | 0,16 |
| Leverage post lease liability ex IFRS 16 | 0,22 | 0,32 | 0,44 | 0,36 | n.a. |
| Capitale investito netto | 67.207 | 58.843 | 54.079 | 65.025 | 59.362 |
| di cui: Exploration & Production | 50.910 | 48.014 | 45.252 | 53.358 | 50.358 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 672 | (823) | 796 | 1.327 | 1.742 |
| Refining & Marketing e Chimica | 9.302 | 9.815 | 8.786 | 10.215 | 6.960 |
| Plenitude & Power | 7.486 | 5.474 | 2.284 | 1.787 | 1.869 |
(a) Misure di risultato Non-GAAP.
(b) Di competenza azionisti Eni.
PRINCIPALI INDICATORI DI MERCATO
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio greggio Brent dated(a) | (\$/barile) | 101,19 | 70,73 | 41,67 | 64,30 | 71,04 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,053 | 1,183 | 1,142 | 1,119 | 1,181 | |
| Prezzo medio del greggio Brent dated | (€/barile) | 96,09 | 59,80 | 36,49 | 57,44 | 60,15 |
| Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | (\$/barile) | 8,5 | (0,9) | 1,7 | 4,3 | 3,7 |
| TTF | (€/mgl di metri cubi) | 1.279 | 486 | 100 | 142 | 243 |
| PSV | 1.294 | 487 | 112 | 171 | 260 |
(a) Fonte: Platt's Oilgram. (b) Fonte: BCE.
(c) Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE(a)
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 32.188 | 32.689 | 31.495 | 32.053 | 31.701 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,41 | 0,34 | 0,36 | 0,34 | 0,35 |
| di cui: dipendenti | 0,29 | 0,40 | 0,37 | 0,21 | 0,37 | |
| contrattisti | 0,47 | 0,32 | 0,35 | 0,39 | 0,34 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
39,39 | 40,08 | 37,76 | 41,20 | 43,35 |
| Emissioni indirette di GHG (Scope 2) | 0,79 | 0,81 | 0,73 | 0,69 | 0,67 | |
| Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti(b) | 164 | 176 | 185 | 204 | 203 | |
| Net Carbon footprint Eni (Scope 1+2) | 29,9 | 33,6 | 33,0 | 37,6 | 37,2 | |
| Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)(c) | 419 | 456 | 439 | 501 | 505 | |
| Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)(c) | (grammi di CO2 eq./MJ) |
66 | 67 | 68 | 68 | 68 |
| Indice di efficienza operativa (Scope 1+2) | 32,67 | 31,95 | 31,64 | 31,41 | 33,90 | |
| Emissioni dirette di metano (Scope 1) | (migliaia di tonnellate di CH4 ) |
49,6 | 54,5 | 55,9 | 65,3 | 104,1 |
| Volumi totali oil spill (>1 barile) | (barili) | 6.139 | 4.408 | 6.824 | 7.265 | 6.687 |
| di cui: da atti di sabotaggio | 5.253 | 3.053 | 5.866 | 6.245 | 4.022 | |
| operativi | 886 | 1.355 | 958 | 1.033 | 2.665 | |
| Prelievi idrici di acqua dolce | (milioni di metri cubi) | 131 | 125 | 113 | 128 | 117 |
| Acqua di produzione reiniettata | (%) | 59 | 58 | 53 | 58 | 60 |
| Spesa in R&S | (€ milioni) | 164 | 177 | 157 | 194 | 197 |
| Domande di primo deposito brevettuale | (numero) | 23 | 30 | 25 | 34 | 43 |
| Exploration & Production | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 8.689 | 9.409 | 9.815 | 10.272 | 10.448 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,35 | 0,25 | 0,28 | 0,33 | 0,30 |
| Riserve certe di idrocarburi | (milioni di boe) | 6.614 | 6.628 | 6.905 | 7.268 | 7.153 |
| Vita utile residua delle riserve certe | (anni) | 11,3 | 10,8 | 10,9 | 10,6 | 10,6 |
| Produzione di idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.610 | 1.682 | 1.733 | 1.871 | 1.851 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 47 | 55 | 43 | 92 | 100 |
| Profit per boe(d)(f) | (\$/boe) | 9,8 | 4,8 | 3,8 | 7,7 | 6,7 |
| Opex per boe(e) | 8,4 | 7,5 | 6,5 | 6,4 | 6,8 | |
| Finding & Development cost per boe(e)(f) | 24,3 | 20,4 | 17,6 | 15,5 | 10,4 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
21,5 | 22,3 | 21,1 | 22,8 | 24,1 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/produzione lorda di idrocarburi operata(g) | (tonnellate di CO2 eq./migliaia di boe) |
20,6 | 20,2 | 20,0 | 19,6 | 21,4 |
| Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2)(c) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
9,9 | 11,0 | 11,4 | 14,8 | 14,8 |
| Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine | (miliardi di Sm³) | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| Intensità emissiva di metano (m³CH4 /m³ gas venduto) |
(%) | 0,08 | 0,09 | 0,09 | 0,10 | 0,16 |
| Oil spill operativi (>1 barile) | (barili) | 845 | 436 | 882 | 985 | 1.595 |
(a) Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati.
(b) Categoria 11 del GHG Protocol - Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA.
(c) Calcolato su base equity.
(d) Relativo alle società consolidate.
(e) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(f) Media triennale.
(g) Produzione lorda di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 980 mln di boe, 1.041 mln di boe, 1.009 mln di boe, 1.114 mln di boe e 1.067 milioni di boe, rispettivamente nel 2022, 2021, 2020, 2019 e 2018.
| Global Gas & LNG Portfolio | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 870 | 847 | 700 | 711 | 734 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,00 | 0,00 | 1,15 | 0,56 | 0,51 |
| Vendite gas naturale | (miliardi di metri cubi) | 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 |
| di cui: in Italia | 30,67 | 36,88 | 37,30 | 37,98 | 39,17 | |
| internazionali | 29,85 | 33,57 | 27,69 | 34,87 | 37,43 | |
| Vendite GNL | 9,4 | 10,9 | 9,5 | 10,1 | 10,3 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
2,09 | 1,01 | 0,36 | 0,25 | 0,62 |
| Refining & Marketing e Chimica | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 13.132 | 13.072 | 11.471 | 11.626 | 11.457 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,81 | 0,80 | 0,80 | 0,27 | 0,56 |
| Capacità di bioraffinazione | (milioni di tonnellate/anno) | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 0,4 |
| Produzioni vendute di biocarburanti | (migliaia di tonnellate) | 428 | 585 | 622 | 256 | 219 |
| Quota di mercato rete in Italia | (%) | 21,7 | 22,2 | 23,2 | 23,6 | 24,0 |
| Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | (milioni di tonnellate) | 7,50 | 7,23 | 6,61 | 8,25 | 8,39 |
| Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 5.243 | 5.314 | 5.369 | 5.411 | 5.448 |
| Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa | (migliaia di litri) | 1.587 | 1.521 | 1.390 | 1.766 | 1.776 |
| Capacità bilanciata delle raffinerie (quota Eni) | (migliaia di barili/giorno) | 528 | 548 | 548 | 548 | 548 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
6,00 | 6,72 | 6,65 | 7,97 | 8,19 |
| Emissioni SOx (ossidi di zolfo) | (migliaia di tonnellate di SO2 eq.) |
2,34 | 2,67 | 2,78 | 4,16 | 4,80 |
| Emissioni di GHG/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie |
(tonnellate CO2 eq./migliaia di tonnellate) |
233 | 228 | 248 | 248 | 253 |
| Produzioni di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 6.775 | 8.476 | 8.073 | 8.068 | 9.483 |
| Vendite di prodotti petrolchimici | 3.676 | 4.451 | 4.339 | 4.295 | 4.946 | |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici | (%) | 59 | 66 | 65 | 67 | 76 |
| Plenitude & Power | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 2.794 | 2.464 | 2.092 | 2.056 | 2.056 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,31 | 0,29 | 0,32 | 0,62 | 0,60 |
| Vendite gas retail e business | (miliardi di metri cubi) | 6,84 | 7,85 | 7,68 | 8,62 | 9,13 |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (terawattora) | 18,77 | 16,49 | 12,49 | 10,92 | 8,39 |
| Produzione termoelettrica | 21,37 | 22,31 | 20,95 | 21,66 | 21,62 | |
| Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi | 22,37 | 28,54 | 25,34 | 28,28 | 28,54 | |
| Punti di ricarica elettrica(a) | (migliaia) | 13,1 | 6,2 | 3,4 | nd | nd |
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | (megawatt) | 2.198 | 1.137 | 335 | 174 | 40 |
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | (gigawattora) | 2.553 | 986 | 340 | 61 | 12 |
(a) Ai soli fini comparativi è stato inserito il dato 2020 proforma.
ENI IN BORSA
DATI PER AZIONE
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto(a)(b) | (€) | 3,95 | 1,60 | (2,42) | 0,04 | 1,15 |
| Dividendo di competenza | 0,88 | 0,86 | 0,36 | 0,86 | 0,83 | |
| Dividendi per esercizio di competenza(c) | (€ milioni) | 3.077 | 3.055 | 1.286 | 3.078 | 2.989 |
| Dividendi pagati nell'esercizio | 3.009 | 2.358 | 1.965 | 3.018 | 2.954 | |
| Cash flow(a) | (€) | 5,01 | 3,61 | 1,35 | 3,45 | 3,79 |
| Dividend yield(d) | (%) | 6,5 | 7,1 | 4,2 | 6,3 | 5,9 |
| Utile (perdita) netto per ADR(a)(b)(e) | (\$) | 8,32 | 3,78 | (5,53) | 0,09 | 2,72 |
| Dividendo per ADR(e) | 1,84 | 1,92 | 0,86 | 1,89 | 1,89 | |
| Cash flow per ADR(a)(e) | (%) | 10,55 | 8,54 | 3,08 | 7,72 | 8,95 |
| Dividend yield per ADR(d)(e) | 6,5 | 7,1 | 4,2 | 6,3 | 5,9 | |
| Numero di azioni in circolazione a fine periodo(f) | (milioni) | 3.345,4 | 3.539,8 | 3.572,5 | 3.572,5 | 3.601,1 |
| Numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio(f) | 3.483,6 | 3.566,0 | 3.572,5 | 3.592,2 | 3.601,1 | |
| Total Share Return (TSR) | (%) | 16,2 | 52,4 | (34,1) | 6,7 | 4,8 |
(a) Interamente diluito. Calcolato sul numero medio delle azioni Eni in circolazione durante l'esercizio. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR).
(b) Di competenza degli azionisti Eni.
(c) L'importo 2022 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.
(d) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.
(e) Un ADR rappresenta 2 azioni. I dati di utile e cash flow in USD sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in USD sono convertiti al cambio di pagamento.
(f) Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
INFORMAZIONI RIGUARDANTI LE AZIONI
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo per azione - Borsa di Milano | ||||||
| Massimo | (€) | 14,53 | 12,75 | 14,32 | 15,94 | 16,76 |
| Minimo | 10,64 | 8,20 | 5,89 | 13,04 | 13,33 | |
| Medio | 12,81 | 10,56 | 8,96 | 14,36 | 15,25 | |
| Fine periodo | 13,29 | 12,22 | 8,55 | 13,85 | 13,75 | |
| Prezzo per ADR(a) - New York Stock Exchange | ||||||
| Massimo | (\$) | 32,49 | 29,70 | 32,12 | 36,17 | 40,09 |
| Minimo | 20,44 | 19,97 | 13,71 | 28,84 | 30,00 | |
| Medio | 27,04 | 24,98 | 20,28 | 32,12 | 35,98 | |
| Fine periodo | 28,66 | 27,65 | 20,60 | 30,92 | 31,50 | |
| Media giornaliera degli scambi | (mln di azioni) | 14,56 | 17,03 | 20,40 | 11,41 | 12,99 |
| Controvalore | (€ milioni) | 187 | 179 | 178 | 164 | 197 |
| Numero azioni in circolazione nell'esercizio(b) | (mln di azioni) | 3.483,6 | 3.566,0 | 3.572,5 | 3.592,2 | 3.601,1 |
| Capitalizzazioni di borsa(c) | ||||||
| EUR | (mld) | 47,5 | 44,1 | 31,1 | 50,3 | 50,0 |
| US \$ | 50,7 | 49,9 | 38,2 | 56,5 | 57,3 |
(a) Il rapporto di conversione tra ADR e azioni ordinarie è 1 ADR per 2 azioni ordinarie Eni.
(b) Con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
(c) Prodotto del numero delle azioni in circolazione a fine periodo per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.
INFORMAZIONI RIGUARDANTI I COLLOCAMENTI DELLE AZIONI
| 2001 | 1998 | 1997 | 1996 | 1995 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzi di collocamento | (€/azione) | 13,60 | 11,80 | 9,90 | 7,40 | 5,42 |
| Numero di azioni collocate | (mln di azioni) | 200,1 | 608,1 | 728,4 | 647,5 | 601,9 |
| di cui: per attribuzione bonus share | 39,6 | 24,4 | 15,0 | 1,9 | ||
| Percentuale del capitale sociale(a) | (%) | 5,0 | 15,2 | 18,2 | 16,2 | 15,0 |
| Incasso | (€ milioni) | 2.721 | 6.714 | 6.869 | 4.596 | 3.254 |
(a) Riferita al capitale sociale al 31 dicembre 2021.
Eni Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG FTSE MIB indicizzato alla quotazione dell'azione di Eni
RIPARTIZIONI AZIONARIATO AREA GEOGRAFICA(a)
alla quotazione dell'azione di Eni
2020 2021 2022 4 maggio
COMPOSIZIONE DELL'AZIONARIATO(a)
DIVIDENDO PER AZIONE
S&P 500 indicizzato alla quotazione dell'ADR Eni
- Dividendo (€ per azione)
- Dividend yield Eni (%)
Eni
10
20
30
40
50
Dividend yield - media delle aziende Oil & Gas(*) (%)
Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG
(*) Riferito a: BP, Chevron, Repsol, ExxonMobil, Shell e TotalEnergies.
7,7
0,80 0,83 0,86 0,86
2023
TOTAL SHAREHOLDER RETURN (Eni vs. Peer Group e Indici di Borsa di riferimento)
TSR Ftse Mib (%) TSR - media indici di borsa peers (%)
0,88
3,8
- TSR Eni (%)
- TSR media Peer Group (%)
NATURAL RESOURCES
Exploration & Production Global Gas & LNG Portfolio
Exploration & Production
| 2018 | ||||
|---|---|---|---|---|
| 0,35 | 0,25 | 0,28 | 0,33 | 0,30 |
| 0,12 | 0,09 | 0,18 | 0,18 | 0,29 |
| 0,42 | 0,30 | 0,31 | 0,37 | 0,30 |
| 31.200 | 21.742 | 13.590 | 23.572 | 25.744 |
| 15.908 | 10.066 | (610) | 7.417 | 10.214 |
| 16.411 | 9.293 | 1.547 | 8.640 | 10.850 |
| 10.776 | 5.543 | 124 | 3.436 | 4.955 |
| 6.362 | 3.861 | 3.472 | 6.996 | 7.901 |
| 9,8 | 4,8 | 3,8 | 7,7 | 6,7 |
| 8,4 | 7,5 | 6,5 | 6,4 | 6,8 |
| 29,6 | 20,6 | 9,8 | 18,6 | 22,5 |
| 24,3 | 20,4 | 17,6 | 15,5 | 10,4 |
| 73,98 | 51,49 | 28,92 | 43,54 | 47,48 |
| 1.610 | 1.682 | 1.733 | 1.871 | 1.851 |
| 6.614 | 6.628 | 6.905 | 7.268 | 7.153 |
| 11,3 | 10,8 | 10,9 | 10,6 | 10,6 |
| 47 | 55 | 43 | 92 | 100 |
| 8.689 | 9.409 | 9.815 | 10.272 | 10.448 |
| 5.497 | 6.045 | 6.123 | 6.781 | 6.971 |
| 21,5 | 22,3 | 21,1 | 22,8 | 24,1 |
| 20,6 | 20,2 | 20,0 | 19,6 | 21,4 |
| 0,08 | 0,09 | 0,09 | 0,10 | 0,16 |
| 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
| 9,9 | 11,0 | 11,4 | 14,8 | 14,8 |
| 845 | 436 | 882 | 988 | 1.595 |
| 59 | 58 | 53 | 58 | 60 |
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 |
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
(c) Media triennale. (d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(e) Calcolato sul 100% degli asset operati.
(f) Produzione lorda di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 980 mln di boe, 1.041 mln di boe, 1.009 mln di boe, 1.114 mln di boe e 1.067 milioni di boe, rispettivamente nel 2022, 2021, 2020, 2019 e 2018.
(g) Calcolato su base equity.
Il 2022 è stato un anno di sostanziali progressi. Il settore Exploration & Production ha registrato eccellenti performance e ha continuato ad investire nella transizione energetica, fondata sulle tecnologie proprietarie, sul modello satellitare e sulle alleanze con gli stakeholders.
In particolare, le tecnologie di giacimento e di stoccaggio del gas sono utilizzate per sviluppare, in sinergia con i campi petroliferi esausti, soluzioni efficaci per la cattura e lo stoccaggio della CO2 . Il primo impiego è previsto nel Regno Unito nella realizzazione dell'hub di stoccaggio di HyNet, che farà leva sui nostri giacimenti esauriti nella Liverpool Bay con avvio nel 2025. Nel 2024 partirà in joint venture con Snam la fase sperimentale per la realizzazione di un hub CCS nell'offshore di Ravenna, dalle considerevoli potenzialità, attraverso lo sfruttamento di giacimenti esausti e delle infrastrutture Eni nell'area. Nel percorso di decarbonizzazione sono proseguite le iniziative di Natural Climate Solutions e sull'applicazione di soluzione tecnologiche in vari ambiti, con l'obiettivo di massimizzare progressivamente la componente di carbon removal. A luglio è stato avviato in Kenya il primo di agri-hub e sempre di
(b) Relativo alle società consolidate.
più l'Africa diverrà parte di una filiera integrata verticalmente con la bioraffinazione per la fornitura di un bio-olio a partire da scarti e materie prime prodotte in terreni degradati, con importanti, positive ricadute sull'occupazione e sullo sviluppo locale. Tale modello di sviluppo sarà esportato in altri Paesi del continente africano, nonché in Italia in collaborazione con Bonifiche Ferraresi.
Sono stati compiuti significativi progressi nello sviluppo del distintivo modello satellitare Eni che prevede la creazione di entità autonome focalizzate su ambiti definiti. Nell'upstream queste entità hanno l'obiettivo di sviluppare nuove riserve di idrocarburi a sostegno della sicurezza energetica, remunerando gli azionisti con flussi di dividendi stabili e tendenzialmente in crescita e finanziando in via autonoma i relativi investimenti consentendo al Gruppo di avere risorse addizionali per l'ottimizzazione degli investimenti nel portafoglio energetico decarbonizzato. Dopo il successo dell'operazione Vår Energi in Norvegia con la quotazione in borsa e l'ingresso di nuovi investitori, ad agosto è diventata operativa Azule Energy, la joint venture con bp che combina gli asset dei due partner in Angola, con l'obiettivo di creare valore per gli azionisti attraverso lo sviluppo di progetti organici e la massimizzazione delle sinergie operative. L'esplorazione rimane competenza distintiva di Eni ed è un driver strategico del percorso di decarbonizzazione, nel duplice ruolo di garanzia del rimpiazzo delle riserve prodotte per assicurare gli approvvigionamenti energetici di cui la Società ha bisogno durante la transizione e di allineamento del portafoglio di risorse agli obiettivi di mix produttivo e di profili emissivi di medio-lungo termine coerenti con il target di net zero. La performance continua ad essere eccellente nel 2022 con la scoperta di circa 750 milioni di boe di nuove risorse, al costo unitario competitivo inferiore ai 2 \$/boe, grazie al contributo dell'appraisal di Baleine e ai ritrovamenti di gas a Cipro, in Algeria, Egitto, Angola e Emirati Arabi Uniti.
La riduzione del time-to-market delle riserve è l'altro driver di creazione di valore dell'upstream. La fase di sviluppo genera valore grazie all'integrazione con la fase esplorativa per massimizzare le sinergie con gli asset esistenti, la parallelizzazione delle attività e l'approccio fast-track che prevede l'avvio in early production e il successivo ramp-up per ridurre l'esposizione finanziaria. Con questo modello nel 2022 abbiamo conseguito gli start-up in Algeria nell'area del Berkine, Coral in Mozambico, primo avvio produttivo del Paese, e in Messico.
I Paesi di attività
Italia
Eni opera in Italia dal 1926. Nel 2022 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 82 mila boe/giorno. L'attività è condotta nel Mare Adriatico e Ionio, nell'Appennino Centro-Meridionale e nell'onshore/offshore siciliano per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 12.959 chilometri quadrati (10.884 chilometri quadrati in quota Eni). Le attività di produzione sono regolate da contratti di concessione in esercizio (24 nell'onshore e 49 nell'offshore).
Mare Adriatico e Ionio
Produzione I principali giacimenti di Angela, Annamaria, Barbara, Bonaccia, Clara NW (Eni 51%), Luna ed Hera Lacinia e i relativi satelliti hanno fornito nel 2022 il 23% della produzione Eni in Italia, principalmente gas. La produzione, operata attraverso una cinquantina di piattaforme fisse in esercizio, è convogliata mediante sealine sulla terraferma per essere immessa nella rete di trasporto nazionale del gas. Le piattaforme e il sistema di sealine sono continuamente sottoposti a rigorosi controlli di sicurezza atti a verificarne l'integrità.
Sviluppo Negli asset a gas dell'offshore Adriatico le attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente nei campi di Bonaccia, Arianna e Basil; e (ii) la razionalizzazione impiantistica degli asset. Nell'ambito del programma di decommissioning delle facility offshore dei giacimenti esauriti, le attività sono proseguite nel rispetto del Decreto Ministeriale del 15 febbraio 2019 "Linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la coltivazione in mare e delle infrastrutture connesse". È stato avviato l'iter di dismissione così come previsto dal Decreto Ministeriale per 10 piattaforme.
In linea con la strategia di decarbonizzazione Eni, è stato avviato un programma per la realizzazione di un hub per la cattura e lo stoccaggio della CO2 (Carbon Capture and Storage - CCS) nei giacimenti esausti nell'offshore di Ravenna con un potenziale di 500 milioni di tonnellate/anno di stoccaggio. Il programma prevede una prima fase (Fase 1) per la realizzazione di un impianto per la cattura e lo stoccaggio di 25 mila tonnellate di CO2 per anno a partire dal 2024. Nel dicembre 2022 è stata sanzionata la Fase 1 di sviluppo del progetto. L'avvio della Fase 2, con 4 milioni di tonnellate/anno, è previsto nel 2026.
Appennino Centro-Meridionale
Produzione Eni è operatore della concessione Val d'Agri (Eni 61%) in Basilicata. La produzione proveniente dai giacimenti Monte Alpi, Monte Enoc e Cerro Falcone subisce un primo trattamento presso il centro olio di Viggiano e successivamente viene inviata tramite oleodotto alla Raffineria di Taranto per la lavorazione finale. Nel 2022 i giacimenti della Val d'Agri hanno fornito circa il 49% della produzione di idrocarburi Eni in Italia. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato la realizzazione di interventi di side track sulla base di quanto approvato nel Programma Lavori. Sono proseguite le attività di ottimizzazione della produzione allo scopo di contrastare il declino naturale di produzione dei giacimenti.
Nel corso del 2022 sono proseguite le attività del progetto
Energy Valley a sostegno delle aree adiacenti il Centro Olio Val d'Agri, con diverse iniziative in ambito della sostenibilità ambientale, innovazione, progetti di riqualificazione e valorizzazione del territorio anche attraverso il coinvolgimento degli stakeholder locali. In particolare: (i) iniziative di riqualificazione agricola, attraverso il progetto Centro Agricolo di Sperimentazione e Formazione con programmi di agricoltura sostenibile e la sperimentazione di colture; (ii) attività formative, anche attraverso un accordo di partnership con la società CNH industrial nell'ambito della meccanizzazione agricola; e (iii) programmi di biomonitoraggio attraverso l'applicazione di tecniche innovative.
Nel giugno 2022 Eni, Shell e la Regione Basilicata hanno sottoscritto un Protocollo d'Intenti con l'obiettivo di uno sviluppo sostenibile del programma lavori decennale della Concessione Val d'Agri. In particolare, il protocollo prevede: (i) progetti di transizione energetica ed economia circolare; (ii) lo sviluppo e la valorizzazione territoriale, programmi socio-economici culturali ed ambientali; (iii) valorizzazione delle partnership e dei network con stakeholder locali e nazionali nonché delle risorse del territorio.
Sicilia
Produzione Eni è operatore in 11 concessioni di coltivazione nell'onshore e 2 nell'offshore siciliano, che nel 2022 hanno prodotto circa il 13% della produzione Eni in Italia. I principali giacimenti sono Gela, Tresauro (Eni 75%), Giaurone, Fiumetto, Prezioso e Bronte.
Sviluppo Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, sono proseguite le attività di costruzione dell'impianto di trattamento del gas che sarà estratto dai giacimenti di Argo e Cassiopea (Eni 60%). La fase esecutiva del progetto avrà una durata di circa 3 anni con investimenti per oltre €800 milioni. Le facility onshore e offshore del progetto consentiranno di accelerare lo sviluppo dell'eventuale produzione addizionale derivante dalle attività esplorative in programma conseguenti all'aggiornamento normativo per il rilancio della produzione di gas nazionale. L'avvio della produzione di gas è previsto nella prima metà del 2024. Il progetto, grazie alla configurazione e alle scelte progettuali, risulterà carbon neutral (Scope 1 e 2).
Nell'ambito delle iniziative a supporto delle comunità locali, a seguito della ratifica dell'accordo quadro definitivo con la Fondazione Banco Alimentare Onlus, Banco Alimentare della Sicilia Onlus e il Comune di Gela, sono state avviate le attività per la creazione di un centro stoccaggio e distribuzione di derrate alimentari destinate alle comunità disagiate.
RESTO D'EUROPA
Norvegia
Eni è presente in Norvegia dal 1965 e opera attraverso la partecipata Vår Energi.
Nel corso del 2022 Eni e il fondo azionario HitecVision, azioni-
sti di Vår Energi, hanno finalizzato la quotazione della venture presso la borsa di Oslo, la più grande offerta pubblica iniziale del settore Oil & Gas in Europa negli ultimi 15 anni, collocando una quota del 16,2% del capitale sociale della partecipata. A seguito del closing dell'operazione, la partecipazione di Eni si riduce al 63,1%.
L'attività è condotta nel Mare di Norvegia, nel Mare del Nord e nel Mare di Barents per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 27.512 chilometri quadrati (6.686 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 145 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione sono regolate da contratti di concessione (Production License, PL) che autorizzano il detentore a effettuare rilievi sismici, attività di perforazione e produzione sino alla scadenza contrattuale, con possibilità di rinnovo.
Produzione La produzione è fornita dai giacimenti operati da Vår Energi di Goliat (Eni 41%) nel Mare di Barents, Marulk (Eni 12,62%) nel Mare di Norvegia nonché Balder & Ringhorne (Eni 56,77%) e Ringhorne East (Eni 44,14%) nel Mare del Nord. La produzione di questi giacimenti ha fornito circa il 18% della produzione in quota Eni del Paese.
In totale, Vår Energi partecipa in 36 licenze produttive nella piattaforma continentale norvegese tra cui: Åsgard (Eni 15,41%), Mikkel (Eni 30,51%), Great Ekofisk Area (Eni 7,81%), Snorre (Eni 11,70%), Ormen Lange (Eni 4,00%), Statfjord Unit (Eni 13,47%), Statfjord Satellites East (Eni 9,17%), Statfjord Satellites North (Eni 15,77%), Statfjord Satellites Sygna (Eni 13,25%) e Grane (Eni 17,86%).
Nel 2022 sono stati acquisiti: (i) il 30% e l'operatorship delle licenze in produzione di PL820S e PL 820SB, a nord del giacimento Balder nel Mare del Nord norvegese. L'operazione è soggetta all'approvazione delle competenti Autorità; e (ii) il 40% e l'operatorship delle licenze in produzione di PL 917 e PL 917B, a ovest del giacimento Balder, attraverso uno swap azionario con Aker BP nelle licenze PL 956 e PL 985. L'operazione è stata approvata dalle competenti Autorità. Le operazioni rientrano nella strategia di crescita di lungo termine orientata agli hub nel Mare del Nord e saranno parte dell'ulteriore sviluppo dell'area di Balder.
Sviluppo Le principali attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto sanzionato di Johan Castberg (Eni 18,92%) con start-up previsto nel 2024; (ii) il progetto sanzionato di Balder X (Eni 56,77%, operatore) nella licenza PL 001, nel Mare del Nord. Il progetto include la perforazione di pozzi addizionali, la ricollocazione e upgrading della FPSO Jotun e supporterà lo sviluppo delle nuove scoperte in prossimità dell'area attraverso l'upgrading delle infrastrutture esistenti. Le attività pianificate consentiranno di estendere la produzione dell'hub Balder fino al 2045. Lo start-up è atteso nel 2024; e (iii) il progetto sanzionato di Breidablikk con start-up produttivo nel 2024. Le attività prevedono la perforazione di pozzi produttivi che saranno collegati alle facility di trattamento esistenti nell'area. Lo sviluppo del progetto farà leva sulle tecnologie ad elevata efficienza energetica ed operativa in grado di ridurre le emissioni dirette del progetto.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con le scoperte Lupa (Eni 31,54%), Snofonn (Eni 18,92%) e Skavl Sto (Eni 18,92%) nel Mare di Barents nonché Calypso (Eni 12,61%) nel Mare di Norvegia.
Il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso l'acquisizione di 12 licenze esplorative, di cui 5 come operatore, nell'ambito del processo di gara "2022 Awards in Predefined Areas" (APA) del Ministero norvegese del Petrolio ed Energia. Le licenze sono distribuite su tutti e tre i principali bacini minerari della piattaforma continentale norvegese. Le nuove licenze si trovano sia in prossimità di aree già in produzione o in corso di sviluppo sia in aree ad alto potenziale esplorativo.
Regno Unito
Eni è presente nel Regno Unito dal 1964. L'attività è localizzata nel Mare del Nord inglese e nel Mare d'Irlanda per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 2.199 chilometri quadrati (1.487 chilometri quadrati in quota Eni), di cui 577 chilometri quadrati relativi all'attività CCUS nel Paese. Nel 2022, la produzione in quota Eni nel Paese è stata di 44 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione. Sono in corso le attività con le autorità competenti del Paese, in particolare con BEIS (il dipartimento per Business, Energy & Industrial Strategy) e NSTA (North Sea Transition Authority; ex OGA - Oil & Gas Authority), per definire il quadro regolatorio e modello di business per i progetti di CCUS.
Produzione Eni partecipa in 3 aree produttive, di cui come operatore in Liverpool Bay (Eni 100%). Nelle due aree non operate i principali giacimenti sono Elgin/Franklin (Eni 21,87%), Glenelg (Eni 8%), J Block (Eni 33%), Jasmine (Eni 33%) e Jade (Eni 7%).
Nell'anno è stato conseguito lo start-up produttivo di tre nuovi pozzi di sviluppo nella J-Area nonché della recente scoperta di Jade South attraverso il collegamento alle facility esistenti. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il sanzionamento del programma sviluppo della scoperta Talbot appraisal. L'avvio delle attività di perforazione di sviluppo è previsto nel corso del 2023 con first oil nel 2024; (ii) attività di work-over nel campo di Douglas; e (iii) le attività di abbandono programmate nella Hewett Area.
Proseguono le attività di sviluppo del progetto integrato HyNet North West, dove Eni è impegnata in un consorzio con industrie locali per la cattura, il trasporto e lo stoccaggio della CO2 emessa dalle stesse e da un futuro impianto di produzione di idrogeno. Eni svilupperà e gestirà il trasporto e lo stoccaggio di CO2 sia onshore che offshore nei propri giacimenti di gas esausti nell'area di Liverpool. Il progetto ha superato la selezione del Governo britannico ed è stato inserito tra i primi due prioritari del "Track 1 clusters" con avvio a partire dal 2025. Il progetto HyNet North West prevede una fase iniziale di stoccaggio pari a 4,5 milioni di tonnellate/anno che, dal 2030, sarà incrementata fino a raggiungere 10 milioni di tonnellate/anno. Il progetto HyNet North West contribuirà al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal Governo del Regno Unito al 2032. In particolare, il progetto rappresenterà oltre l'80% dell'obiettivo di cattura e stoccaggio di CO2 entro il 2030; nonché con una produzione di 4 GW contribuirà per l'80% al target produttivo di idrogeno low carbon entro il 2030. Nel marzo 2023 il Dipartimento per la Sicurezza Energetica e Net Zero (DESNZ) del Regno Unito ha comunicato l'elenco dei progetti di cattura delle emissioni di CO2 che accederanno ai fondi, pari a £20 miliardi, stanziati per le iniziative in Track 1, previsti dal Governo per accelerare la decarbonizzazione del Paese: degli 8 progetti selezionati ben 5 appartengono al Consorzio HyNet North West.
Nel settembre 2022, è stata presentata alle Autorità del Paese la candidatura per una licenza di stoccaggio di anidride carbonica nel giacimento a gas depletato di Hewett, che interessa un'area situata nel Mare del Nord meridionale britannico e in cui si prevede di sviluppare un progetto CCS che contribuirà alla decarbonizzazione dell'area di Bacton e Thames Estuary. In particolare, Eni ha annunciato la costituzione dell'iniziativa Bacton Thames Net Zero che coinvolge più di 10 aziende, con l'obiettivo di decarbonizzare i settori energivori ed hard-to-abate nell'area.
Esplorazione Eni al 31 dicembre 2022 partecipa in 9 blocchi esplorativi, 6 dei quali operati, con quote comprese tra il 16% e il 100%.
AFRICA SETTENTRIONALE
Algeria
Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2022 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 95 mila boe/giorno.
La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 18.476 chilometri quadrati (8.720 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività è concentrata nel deserto di Bir Rebaa, nell'area centro-orientale del Paese, nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo, operati da Eni: (i) i Blocchi 403a/d (Eni dal 65% al 100%); (ii) il Blocco ROM Nord (Eni 35%); (iii) i Blocchi 401a/402a (Eni 55%); (iv) il Blocco 403 (Eni 50%); (v) il Blocco 405b (Eni 75%); (vi) i Blocchi di Sif Fatima II, Zemlet El Arbi e Ourhoud II, nel bacino del Berkine Nord (Eni 49%) e (vii) il Blocco di Berkine Sud (Eni 75%). Inoltre, Eni partecipa nei blocchi non operati 404 e 208 con una quota del 12,25%.
Nel settembre 2022, è stato sottoscritto l'accordo relativo all'acquisizione delle attività di bp nel Paese, tra le quali le partecipazioni nelle concessioni in produzione di "In Amenas" e "In Salah" situate nel Sahara meridionale. A seguito della finalizzazione dell'operazione a febbraio 2023, Eni ha acquisito una quota del 45,89% e del 33,15% nelle due concessioni, rispettivamente.
Nel corso dell'anno sono stati raggiunti diversi accordi, facendo leva sulle consolidate relazioni con il Paese, con l'obiettivo di aumentare e di diversificare i flussi di export di gas naturale verso l'Europa nonché iniziative di decarbonizzazione. In particolare: (i) nel marzo 2022 è stata ratificata l'assegnazione di un nuovo PSA nell'area del Berkine Sud. Il progetto prevede la realizzazione fast track di un nuovo hub di sviluppo di gas ed olio attraverso una sinergia con gli asset esistenti nel blocco 405b; (ii) nell'aprile 2022 è stato firmato un Memorandum d'Intesa finalizzato alla valutazione del potenziale a gas e opportunità di sviluppo accelerato di alcuni giacimenti già scoperti. I volumi di produzione gas attesi dalle aree oggetto dell'accordo contribuiranno tra l'altro ad aumentare le capacità di export verso l'Italia attraverso il gasdotto Transmed. Inoltre, è prevista una valutazione tecnica ed economica di un progetto pilota di idrogeno verde con l'obiettivo di contribuire alla decarbonizzazione dell'impianto a gas BRN; (iii) nel luglio del 2022 è stato siglato con i partner dei blocchi 404 e 208 un nuovo PSA. Il contratto consentirà di potenziare gli investimenti al fine di sviluppare il potenziale minerario dell'area e consentirà inoltre la possibile futura valorizzazione dei volumi di gas associato; e (iv) nel novembre 2022 è stato inaugurato il centro di ricerca Solar Lab per l'identificazione delle tecnologie più efficienti per lo sfruttamento dell'energia solare nel Paese; nonché sono state avviate le attività di costruzione di un impianto fotovoltaico da 10 MW nel sito produttivo di BRN. L'impianto fotovoltaico sarà il secondo collegato all'impianto BRN, per contribuire ulteriormente alla decarbonizzazione della produzione di idrocarburi dell'impianto. Inoltre nel gennaio 2023, è stato firmato un Memorandum d'Intesa finalizzato a studiare le opportunità di aumento della capacità di export del gas Algerino verso l'Italia e l'Europa e un secondo Memorandum d'Intesa con l'obiettivo di valutare le opportunità di decarbonizzazione del Paese individuate nella riduzione delle emissioni flaring e fuggitive oltre che nei progetti CCUS, rinnovabili e di efficientamento energetico consentendo anche di valorizzare il gas associato. Queste iniziative sono in linea con la strategia net zero di Eni e fanno parte di un piano di decarbonizzazione più ampio che include anche il monitoraggio del venting e progetti di zero routine flaring e di efficienza energetica.
Le attività di esplorazione e produzione Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e di concessione.
BLOCCHI 403A/D E ROM NORD
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 12% della produzione in quota Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN, ROMN, ROM e satelliti. La produzione di ROMN, ROM e satelliti (ZEA, ZEK e REC) è raccolta presso la Central Production Facilities (CPF) di ROM e inviata all'impianto di trattamento di BRN per il trattamento finale; la produzione del campo HBN è trattata nel centro olio HBNS operato dal Groupement Berkine.
Sviluppo Durante il 2022 sono state eseguite attività di ottimizzazione di produzione attraverso interventi di work-over e rigless.
BLOCCHI 401A/402A
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 22% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti.
Sviluppo Durante il 2022 sono state eseguite attività di ottimizzazione di produzione attraverso interventi di work over.
BLOCCO 405B
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 7% della produzione Eni nel Paese dal progetto MLE-CAFC. L'export della produzione avviene attraverso quattro pipeline collegate al network del Paese.
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato il proseguimento del programma di sviluppo del progetto CAFC.
BLOCCO 403
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 12% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW. La produzione è trattata dall'impianto di MLE nel Blocco 405b. Sviluppo Durante il 2022 sono state eseguite attività di ottimizzazione di produzione attraverso interventi di work-over e rigless; nonché conversione di pozzi a iniettori water-alternate-gas (WAG).
BLOCCO 404
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 15% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN HBNS e Ourhoud.
Sviluppo Durante il 2022 sono state eseguite attività di ottimizzazione di produzione attraverso interventi di work over.
BLOCCO 208
Produzione Nel 2022 il blocco ha fornito circa il 12% della produzione Eni nel Paese, principalmente dal giacimento El Merk. La produzione è trattata presso un impianto della capacità di 17 milioni di metri cubi/giorno di gas e con due treni di trattamento olio da 65 mila barili/giorno ciascuno.
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato l'ottimizzazione della produzione attraverso interventi di work over.
BLOCCHI SIF FATIMA II, OURHOUD II E ZEMLET EL ARBI
Produzione Nel 2022 l'area ha fornito circa il 19% della produzione Eni nel Paese, principalmente dall'area Berkine Nord. La produzione è trattata presso l'impianto di MLE nel Blocco 405b. Nel corso dell'anno è stata avviata la produzione di due campi a gas e due campi a olio.
Sviluppo Le attività di sviluppo in corso hanno riguardato la perforazione e completamento di 4 ulteriori pozzi produttivi.
Esplorazione L'attività esplorativa dell'anno ha avuto esito positivo con: (i) la scoperta a olio e gas associato di HDLE nella concessione Zemlet el Arbi; e (ii) la scoperta a olio e gas associato di HDLS e RODW nel permesso esplorativo Sif Fatima II. Lo sviluppo di queste scoperte avverrà in modalità fast track, grazie alle facility produttive esistenti.
BERKINE SUD
Produzione La produzione è fornita da due giacimenti a gas e due giacimenti a olio avviati nel 2022, a soli 6 mesi dall'assegnazione del contratto attraverso uno sviluppo accelerato. Le
attività di allacciamento agli impianti di trattamento e l'installazione delle facility di trasporto sono state completate. Nel 2022 l'area ha fornito circa l'1% della produzione Eni nel Paese. Il livello produttivo è previsto in crescita nel 2023 grazie alla connessione e perforazione di nuovi pozzi e alla messa in produzione di nuovi campi.
Libia
Eni è presente in Libia dal 1959. Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 165 mila boe/giorno. L'attività è condotta nell'offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 80.048 chilometri quadrati (24.644 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività di esplorazione e sviluppo è raggruppata in 6 aree contrattuali; onshore: (i) Area A, comprendente l'ex Concessione 82 (Eni 50%); (ii) Area B, ex Concessione 100 (Bu-Attifel) e il Blocco NC 125 (Eni 50%); (iii) Area E, con il giacimento El Feel (Eni 33,3%); e (iv) Area D, con il Blocco NC 169, nell'ambito del Western Libyan Gas Project (Eni 50%); offshore: (i) Area C, con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); ed (ii) Area D, con il Blocco NC 41, parte del Western Libyan Gas Project (Eni 50%).
Le attività Eni in Libia sono regolate da contratti di EPSA.
La Libia è uno dei Paesi di presenza Eni maggiormente esposti al rischio geopolitico. Il Paese ha attraversato un lungo periodo di instabilità politico-sociale e di tensioni interne conseguenti alla rivoluzione armata del 2011 e al cambio del regime di allora. Negli anni successivi, la situazione di continua instabilità sociale e politica, sfociata in più riprese in atti di ostilità, scontri armati e tensioni tra le due fazioni che si contendono la guida del Paese, ha compromesso in diverse circostanze la regolarità e la sicurezza delle operazioni Eni. Gli ultimi eventi d'instabilità risalgono alla seconda metà del 2021, con la ripresa della contrapposizione tra il Governo di Unità Nazionale insediato a Tripoli e l'autonominato Governo di Stabilità Nazionale insediato nella parte est del Paese. Ne sono conseguiti atti di ostilità e di guerriglia che hanno portato al blocco quasi totale della produzione petrolifera nella parte est del Paese, alla chiusura dei terminali di esportazione e alla dichiarazione di forza maggiore su alcuni asset partecipati da Eni ad aprile 2022, revocata poi nel mese di luglio 2022 grazie a un accordo tra le parti. Le produzioni offshore (in particolare Bahr Essalam) e onshore nella zona di Tripoli si sono svolte con continuità. Per maggiori informazioni si veda la Relazione Finanziaria Annuale 2022.
Nel gennaio 2023 Eni e la società di Stato National Oil Corporation (NOC) hanno firmato un accordo per avviare lo sviluppo delle "Strutture A&E", con l'obiettivo di incrementare la produzione di gas da destinare al mercato domestico e per l'esportazione di volumi in Europa. Lo start-up del progetto è previsto nel 2026. Il progetto prevede anche la costruzione di un impianto di cattura e stoccaggio dell'anidride carbonica (CCS), in linea con la strategia di decarbonizzazione di Eni. Nel novembre 2022 è stata ottenuta la ratifica da parte delle competenti autorità del farm-out agreement con bp che prevede l'acquisto di Eni della quota del 42,5% e l'operatorship nei tre permessi esplorativi di Ghadames North, Ghadames South e Sirte offshore.
Nel corso dell'anno: (i) sono proseguite le iniziative legate alla riduzione delle emissioni di gas serra. In particolare, il progetto BGUP per la valorizzazione del gas associato del giacimento di Bouri, con avvio in programma nel 2025; e (ii) sono state realizzate le attività di manutenzione dell'impianto di trattamento delle acque reflue per il Nalut General Hospital nonché la formazione del personale sanitario sulla base degli accordi definiti con il Paese.
Tunisia
Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 7 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nelle aree desertiche del sud e nell'offshore mediterraneo di fronte a Hammamet, per una superficie complessiva sviluppata di 6.112 chilometri quadrati (2.187 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione.
Produzione La produzione è fornita principalmente dalle concessioni operate offshore Maamoura e Baraka (Eni 49%), onshore Adam (Eni 25%) e Oued Zar (Eni 50%); e non operate di MLD (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo esplorativo di commitment Anbar-1 nel permesso Borj El Khadra.
EGITTO
Eni è presente in Egitto dal 1954; nel 2022 la produzione di idrocarburi è stata di 346 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando il 21% della produzione annuale Eni di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 20.201 chilometri quadrati (7.103 chilometri quadrati in quota Eni). I principali asset Eni nel Paese sono: (i) il blocco Shorouk (Eni 50%) nell'offshore del Mediterraneo con il giacimento giant a gas di Zohr; (ii) la concessione del Sinai, principalmente i giacimenti Belayim Marine-Land ed Abu Rudeis (Eni 100%); (iii) nel Deserto Occidentale le concessioni Meleiha (Eni 76%) e South West Meleiha (Eni 100%); e (iv) le concessioni di Baltim (Eni 50%), Nile Delta (Eni 75%), North Port Said (Eni 100%) e Temsah (Eni 50%). Inoltre, Eni partecipa nelle concessioni in produzione di Ras el Barr (Eni 50%) e South Ghara (Eni 25%).
Nel 2022, il portafoglio titoli è stato rinnovato attraverso: (i) l'assegnazione di cinque nuove licenze esplorative nell'offshore e onshore egiziano, quattro delle quali operate, per una superficie totale di circa 8.400 chilometri quadrati, a seguito della positiva partecipazione al bando Egypt International Bid Round for Petroleum Exploration and Exploitation 2021. Le licenze sono distribuite nei bacini di maggior interesse per Eni che in caso di scoperta consentiranno sviluppi in tempi rapidi grazie alla prossimità a impianti già esistenti. L'operazione è in attesa di ratifica da parte delle competenti Autorità; (ii) l'assegnazione dell'operatorship di tre concessioni nel Mediterraneo orientale a seguito degli accordi definiti con il Ministro del Petrolio e la società di Stato EGAS; e (iii) la finalizzazione del farm-in della partecipazione del 45% nella licenza Nargis Offshore Area. Nel gennaio 2023 l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas Nargis-1. La scoperta potrà essere sviluppata sfruttando la vicinanza alle infrastrutture Eni esistenti.
Nell'aprile 2022 è stato firmato un accordo quadro con la società di Stato egiziana EGAS per massimizzare la produzione di gas e le esportazioni di GNL verso l'Europa, e in particolare verso l'Italia, attraverso l'impianto di liquefazione di Damietta. Nel gennaio 2023 è stato firmato un Memorandum of Intent (MoI) con la stessa EGAS per condurre studi congiunti con l'obiettivo di identificare le opportunità di riduzione delle emissioni di gas serra nel settore upstream del Paese, attraverso un piano di iniziative che porteranno a un'ulteriore valorizzazione del gas.
Inoltre, nel corso dell'anno sono stati avviati programmi di desalinizzazione nelle aree produttive con l'obiettivo di ridurre i prelievi di acqua dolce in linea con i principi dell'iniziativa delle Nazioni Unite "CEO Water Mandate".
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
BLOCCO SHOROUK
Produzione La produzione dell'area è fornita dal campo di Zohr. Nel 2022 il giacimento ha raggiunto il livello produttivo pari a circa 175 mila boe/giorno in quota Eni.
Sviluppo Le attività relative allo sviluppo della produzione del progetto Zohr hanno riguardato: (i) attività di EPCI (engineering, procurement, construction & installation) per la realizzazione di nuove facility sottomarine e di due nuove unità di trattamento della capacità di 6.000 barili/giorno per la gestione e il recupero dell'acqua di produzione. È allo studio la realizzazione di ulteriori tre unità della capacità di 9.000 barili/ giorno; e (ii) il proseguimento delle attività di sviluppo con il completamento di tre pozzi produttori avviati in produzione nel corso del 2022.
In linea con la strategia Eni e con il piano di sviluppo nazionale del Paese, Eni prosegue le proprie attività per contribuire ad una giusta transizione energetica. Le attività di sviluppo del progetto Zohr proseguono anche attraverso diverse iniziative per lo sviluppo locale. I programmi definiti, con uno spending previsto di \$20 milioni fino al 2024, prevedono tre principali aree d'intervento: (i) educazione tecnica. In particolare, la Zohr Applied Technology School (ATS) ha avviato programmi di formazione per 528 studenti. Inoltre è stato avviato nell'ottobre 2022 il Centre of Excellence for access to employment al fine di supportare l'accesso al mondo del lavoro; (ii) diversificazione economica. Il Youth Empowerment Program ha realizzato programmi formativi per circa 400 persone e circa 4000 persone hanno usufruito dei servizi del centro giovanile; e (iii) salute per la comunità. In particolare, sono state realizzate diverse iniziative di supporto al sistema sanitario locale attraverso l'equipaggiamento per l'ospedale di Port Said, la formazione del personale sanitario e programmi di prevenzione per un totale di persone che hanno beneficiato di circa 16.000.
SINAI
Produzione La produzione dell'area è stata di circa 61 mila barili/giorno (51 mila barili/giorno in quota Eni) ed è fornita principalmente dai giacimenti Belayim Marine, Belayim Land e Abu Rudeis.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato programmi di ottimizzazione della produzione.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di scoperta near-field ad olio di Semiramis 1X, già avviato in produzione.
NORTH PORT SAID
Produzione Nel 2022 la produzione della concessione è stata di circa 12 mila boe/giorno (circa 8 mila boe/giorno in quota Eni). Parte della produzione della concessione è destinata all'impianto di proprietà United Gas Derivatives Co (Eni 33,33%) con una capacità di trattamento di 37 milioni di metri cubi di gas/giorno e una produzione annua di circa 161 mila tonnellate di propano, 86 mila tonnellate di GPL e circa 1,01 milioni di barili di condensati. Dopo l'estrazione dei condensati il gas residuo viene reimmesso nella rete nazionale GASCO.
BALTIM-NEHO
Produzione Nel 2022 la produzione della concessione è stata di circa 116 mila boe/giorno (circa 36 mila boe/giorno in quota Eni). Durante l'anno è stato finalizzato il processo di unitizzazione del giacimento Sand-1 con la concessione di North El Hammad (NEHO).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di drilling di sviluppo.
NILE DELTA
Produzione La produzione è fornita principalmente dal progetto Nidoco NW e satelliti nell'ambito della Great Nooros Area, nella concessione Abu Madi West (Eni 75%), che nel 2022 ha prodotto circa 78 mila boe/giorno (circa 38 mila boe/giorno in quota Eni).
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di scoperta near-field a gas di El Qara South-1X, già avviato in produzione.
RAS EL BARR
Produzione Nel 2022 la produzione dell'area è stata di circa 17 mila boe/giorno (circa 7 mila boe/giorno in quota Eni), principalmente gas proveniente dai giacimenti Ha'py e Seth.
EL TEMSAH
Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Tuna, Temsah e Denise, la cui produzione nel 2022 è stata di circa 12 mila boe/giorno (circa 4 mila boe/giorno in quota Eni).
DESERTO OCCIDENTALE
Produzione L'area comprende le concessioni produttive di Meleiha, Meleiha Deep, South West Meleiha, Ras Qattara, West Abu Gharadig, East Kanays e West Razzak che nel 2022 hanno prodotto circa 43 mila boe/giorno (circa 21 mila boe/ giorno in quota Eni).
Nell'anno è stata completata la cessione delle partecipazioni negli asset produttivi di Ras Qattara (Eni 75%), West Abu Gharadig (Eni 45%), East Kanays (Eni 100%) e West Razzak (Eni 100%).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il sanzionamento della FID del progetto Meleiha Phase 2, avviato in early production e completamento atteso nel 2024; e (ii) attività di upgrading delle facility dei giacimenti Emry Deep e Arcadia nonché agli impianti di iniezione d'acqua.
Esplorazione L'attività esplorativa dell'anno ha avuto esito positivo con tre scoperte near-field mineralizzate ad olio e gas nei pressi della concessione di Meleiha. Le nuove scoperte sono state avviate in produzione attraverso le facility produttive presenti.
EGITTO GNL
Eni partecipa nell'impianto di liquefazione del gas naturale di Damietta della capacità di 5,2 milioni di tonnellate annue di GNL, corrispondenti alla carica di circa 8 miliardi di metri cubi di gas/anno.
AFRICA SUB-SAHARIANA
Angola
Eni è presente in Angola dal 1980. Nell'agosto 2022, Azule Energy, la joint venture paritetica tra Eni e bp, è diventata operativa, con il contestuale deconsolidamento delle società operative angolane upstream del Gruppo conferite alla JV. Azule Energy combina le attività angolane nell'upstream, nel GNL e nel solare dei due azionisti ed è il più grande produttore equity indipendente di petrolio e gas del Paese. Azule è un esempio del distintivo modello satellitare di Eni progettato per liberare valore. La Società detiene partecipazioni in 16 licenze (di cui 6 blocchi esplorativi) e partecipazioni nella JV Angola LNG e in Solenova, società solare partecipata congiuntamente da Sonangol, e continuerà la collaborazione nella Raffineria di Luanda. Azule Energy vanta una serie di nuovi rilevanti progetti che entreranno in produzione nei prossimi anni, assicurando una crescita organica basata sulle scoperte esplorative. La JV detiene anche un significativo acreage esplorativo di oltre 30.000 chilometri quadrati nei bacini più prolifici del Paese, che consentirà di fare leva sulla vicinanza con le infrastrutture esistenti.
Inoltre, la nuova Società potrà generare significative sinergie operative, perseguire un ambizioso piano di investimenti e aumentare il tasso di crescita nell'area. L'operazione evidenzia l'impegno di entrambe le società a continuare a sviluppare il potenziale del settore upstream del Paese e nel contempo supportare il processo di transizione energetica attraverso lo sviluppo di progetti a gas e nell'ambito delle energie rinnovabili. Le attività di esplorazione e produzione in Angola sono regolate da contratti di concessione, da Production Sharing Agreement e da Risk Service Contract.
Produzione Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 110 mila boe/giorno. La produzione deriva principalmente dai giacimenti operati del Blocco 31 (Eni 13,33%), Blocco 18 (Eni 23%) e Blocco 15/06 (Eni 18,42%); e non operati del Blocco 17 (Eni 7,9%), Blocco 15 (Eni 21%), Blocco 0 (Eni 4,90%), Blocco 3 e 3/05-A (Eni 6%), Blocco 14 (Eni 10%) e Blocco 14K/A IMI (Eni 5%).
Nel 2022 è stato raggiunto lo start-up produttivo del progetto: (i) di Ndungu Early Production attraverso il collegamento alla FPSO Ngoma, progettata per avere una capacità di trattamento di circa 100 mila barili/giorno e caratterizzata da una filosofia operativa zero process flaring e zero water discharge per la minimizzazione delle emissioni; (ii) di Agogo Early Production Phase 2 nel Blocco 15/06 con il completamento delle attività di sviluppo e installazione delle facility sottomarine necessarie; e (iii) l'avvio di un pozzo dal giacimento Cuica nell'area orientale del Blocco 15/06.
Sviluppo Nel luglio 2022 è stata raggiunta da tutti i partner del New Gas Consortium la decisione finale di investimento (FID) per lo sviluppo dei campi Quiluma e Maboqueiro. Il progetto, primo sviluppo di gas non associato nel Paese, sarà avviato nel 2026 con una produzione a plateau stimata in circa 4 miliardi di metri cubi/anno.
Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) il perfezionamento delle fasi di definizione del progetto Agogo Integrated West Hub per il completamento dello sviluppo dell'area occidentale del Blocco 15/06 attraverso l'FPSO di Ngoma e di Agogo; (ii) il progetto Sanha Lean Gas Connection and Booster Gas Compressor con l'obiettivo di incrementare la produzione del gas associato del Blocco 0 da destinare all'impianto di liquefazione A-LNG; (iii) le attività di FEED dei progetti South Ndola e Sanha-Mafumeira connector che prevedono la realizzazione delle facility di trasporto per la messa in produzione delle riserve residuali dell'area; (iv) interventi di supporto nell'ambito dei servizi sanitari nella provincia di Luanda anche attraverso l'elettrificazione dei centri sanitari nonché diverse iniziative nelle province di Namibe, Huila e Cabinda nell'ambito di accesso all'acqua, educazione, servizi sanitari primari e nel settore agricolo anche a sostegno dell'occupazione giovanile; e (v) programmi di sicurezza alimentare nella provincia di Cunene nonché iniziative nell'ambito della protezione infantile nella provincia di Zaire.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di delineazione Ndungu-2 che ha consentito di incrementare la stima delle risorse dell'omonimo giacimento in produzione e di potenziarne lo sviluppo completo.
Congo
Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2022 è stata di 78 mila boe/giorno. L'attività è condotta nell'offshore convenzionale e profondo di fronte a PointeNoire e nell'area di Koilou nell'onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.291 chilometri quadrati (1.299 in quota Eni).
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Congo sono regolate da Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione è fornita principalmente dai giacimenti operati di Néné-Banga Marine e Litchendjili (Blocco Marine XII, 65%), Ikalou (Eni 85%), Djambala (Eni 50%), Foukanda e Mwafi (Eni 58%), Kitina (Eni 52%), Awa Paloukou (Eni 90%), e M'Boundi (Eni 83%) con una produzione nel 2022 di circa 92 mila boe/giorno (69 mila boe/giorno in quota Eni). I giacimenti non operati situati nei permessi produttivi Pointe-Noire Grand Fond (Eni 29,75%) e Likouala (Eni 35%) hanno fornito complessivamente circa 27 mila boe/giorno (9 mila boe/giorno in quota Eni). Sviluppo Nell'aprile 2022 è stata firmata una lettera d'intenti con la Repubblica del Congo finalizzata a rafforzare le operazioni congiunte nel settore upstream con l'obiettivo di aumentare i flussi di export di gas naturale verso l'Europa.
In particolare, l'aumento della produzione di gas nel Paese farà leva anche sullo sviluppo fast-track del progetto di valorizzazione del gas associato e non associato del blocco Marine XII sia per la produzione di energia elettrica per il mercato domestico sia per l'esportazione di GNL, supportando inoltre il target dello zero routine flaring. Il progetto per l'esportazione del GNL prevede lo sviluppo modulare e per fasi con un ridotto time-to-market. Lo start-up è previsto nel 2023 con una capacità di produzione di GNL pari a circa 1 miliardo di metri cubi/anno e una capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno nel 2025.
Nel corso del 2022 è stata completata l'ulteriore fase di sviluppo del giacimento in produzione Néné-Banga nel blocco Marine XII, con l'installazione di una nuova piattaforma, con conseguente start-up produttivo.
Nel corso dell'anno sono proseguite le attività: (i) per la costruzione del Centro di Eccellenza per le Energie Rinnovabili e l'Efficientamento Energetico a Oyo; (ii) del programma integrato nel distretto di HINDA a sostegno dello sviluppo socio-economico delle comunità rurali attraverso iniziative nell'ambito dell'educazione, sanitario e accesso all'acqua; e (iii) nel settore agricolo tramite il programma CATREP. Inoltre sempre in ambito agricolo è proseguito il progetto Agri-feedstock con l'obiettivo di integrare i produttori nella filiera dei biocarburanti (v. di seguito).
Costa d'Avorio
Eni è presente in Costa d'Avorio dal 2015. L'attività è concentrata nell'offshore del Paese. Eni è operatore dell'Area Esclusiva di Sviluppo nel blocco CI-101 AEE (Eni 83%) e detiene l'operatorship con una quota del 90% altri cinque permessi esplorativi: CI-802, CI-205, CI-501 ,CI-401 e CI-801.
L'attività riguarda lo sviluppo del giacimento di Baleine che si estende nei blocchi CI-101 e CI-802.
In particolare, nel corso dell'anno, l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Baleine East 1X nel blocco operato CI-802, seconda scoperta sulla struttura Baleine nell'offshore del Paese, consentendo di incrementare le risorse in posto fino a 2,5 miliardi di barili di olio e 3,3 trilioni di piedi cubi (TCF) di gas associato.
Nel corso del 2022 sono state sanzionate le FID della Fase 1 e 2 di sviluppo del progetto. Il piano di sviluppo del campo di Baleine in modalità fast-track e per fasi, definito con le Autorità del Paese, prevede l'avvio in early production della Fase 1 nel 2023 e per la Fase 2 alla fine del 2024. Il progetto sarà il primo sviluppo a Net Zero emission (Scope 1 e 2) del continente africano. La carbon neutrality sarà raggiunta utilizzando una combinazione di leve di compensazione delle emissioni tramite conservazione delle foreste (REDD+) e progetti di distribuzione di fornelli migliorati (Improved Cookstoves). In particolare, nel giugno del 2022 è stato avviato un programma di Improved Cookstoves a famiglie vulnerabili (v. di seguito). Inoltre, è stato avviato un programma a sostegno dell'educazione primaria ad Abidjan.
Nell'aprile 2023 la FPSO che consentirà l'avvio produttivo del giacimento Baleine è partita da Dubai verso la Costa d'Avorio. Il progetto Baleine conferma l'impegno Eni di generare valore riducendo al contempo l'impronta carbonica e l'attenzione a migliorare il time-to-market delle scoperte esplorative.
Ghana
Eni è presente in Ghana dal 2009. L'attività è concentrata nell'offshore profondo del Paese su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 1.156 chilometri quadrati (495 chilometri quadrati in quota Eni). Eni è operatore con una quota del 44,44% del permesso Offshore Cape Three Points (OCTP), regolato da un accordo di concessione e con una quota del 42,47% nella licenza esplorativa offshore Cape Three Points Block 4 (CTP-4).
Produzione La produzione dell'anno è stata di 32 mila boe/ giorno in quota Eni fornita dal campo di Sankofa nel permesso operato OCTP. L'OCTP è l'unico progetto di sviluppo di gas non associato in acque profonde interamente dedicato al mercato domestico nell'Africa Sub-Sahariana e garantirà al Ghana forniture affidabili di gas, pari al 65% del fabbisogno, ad un prezzo competitivo, dando un contributo sostanziale all'accesso all'energia e allo sviluppo economico del Paese. Il progetto è stato sviluppato in conformità ai requisiti più stringenti in materia ambientale, zero gas flaring e reiniezione dell'acqua prodotta e del gas associato.
Sviluppo Le attività dell'anno si sono concentrate su interventi di ottimizzazione della produzione e di manutenzione.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Aprokuma-1X nel permesso CTP-4.
Mozambico
Eni è presente in Mozambico dal 2006 a seguito dell'acquisizione del blocco Area 4 nel bacino offshore di Rovuma, localizzato nell'area settentrionale del Paese. Si tratta di una nuova frontiera nell'industria mondiale degli idrocarburi grazie alle straordinarie scoperte di gas che sono state realizzate a fronte di un'intensa campagna esplorativa nell'arco di soli 3 anni. Ad oggi sono state accertate risorse in posto pari a circa 2.400 miliardi di metri cubi.
Nella fase esplorativa Eni è operatore con una quota del 49,5%
nel blocco A5-A e partecipa con una quota del 10% nel blocco A5-B. Nel dicembre 2022 è stato assegnato il blocco esplorativo A6-C (Eni 60%, operatore) a seguito della partecipazione al 6th Bid Round. Il perfezionamento del relativo contratto petrolifero è atteso nel 2023.
L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 14.602 chilometri quadrati (3.868 chilometri quadrati in quota Eni).
Produzione Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 6 mila boe/giorno a seguito dello start-up, avvenuto nella seconda metà dell'anno, del progetto Coral South nel blocco Area 4, primo avvio produttivo nel Paese per lo sviluppo delle scoperte a gas dell'area offshore di Rovuma. Lo start-up è stato raggiunto tramite l'impianto galleggiante Coral Sul Floating Liquefied Natural Gas (FLNG), per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l'export del GNL con una capacità di 3,4 milioni di tonnellate per anno, alimentato da 6 pozzi sottomarini. La Coral Sul FLNG è stata progettata secondo elevati standard in termini di sicurezza e sostenibilità. La nave è stata realizzata con un approccio orientato all'efficienza energetica e riduzione delle emissioni di CO2. In particolare, la Coral Sul FLNG raggiunge, tra l'altro, lo zero flaring durante le normali operazioni, utilizza turbine a gas efficienti anche per la generazione di elettricità.
Nel novembre 2022 è stato completato il primo carico di GNL. Il programma di sviluppo di Coral South prevede la produzione complessiva di circa 500 miliardi di metri cubi di gas.
Sviluppo Relativamente ai progetti futuri, al fine di massimizzare la messa in produzione delle riserve dell'Area 4, differenti opzioni sono in corso di analisi da parte degli operatori delegati (Eni ed ExxonMobil), che includono ulteriori scenari di sviluppo offshore, sulla base dell'esperienza di Coral South FLNG, ed onshore anche attraverso sinergie con Area 1.
Nell'anno sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Paese, tra cui: (i) programmi a supporto della scolarità primaria e infantile, della sanità pubblica nonché dell'occupazione giovanile nel distretto di Pemba; (ii) programma di accesso all'energia anche attraverso la realizzazione e distribuzione di Improved Cookstoves; e (iii) iniziative nell'ambito dell'accesso all'acqua potabile, dei servizi socio-sanitari, biodiversità nel Distretto di Mecufi.
Nigeria
Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2022 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 63 mila boe/giorno. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 24.724 chilometri quadrati (6.212 chilometri quadrati in quota Eni).
Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore nell'onshore delle quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) e nell'offshore degli OML 125 (Eni 100%), OPL 245 (Eni 50%) e partecipa nell'OML 118 (Eni 12,5%). Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa con una quota del 5% in 15 blocchi onshore e in 1 blocco nell'offshore convenzionale, nonché con una quota del 12,86% in 2 blocchi nell'offshore convenzionale. Nella fase esplorativa Eni è operatore dell'OML 134 (Eni 100%) e OPL 2009 (Eni 49%) nell'offshore e dell'OPL 282 (Eni 90%) e OPL 135 (Eni 48%) nell'onshore. Inoltre, partecipa nell'OML 135 (Eni 12,5%).
Nel 2022 è proseguita la collaborazione con la FAO (Food and Agriculture Organization) per promuovere l'accesso all'acqua pulita e sicura a favore delle comunità colpite da crisi umanitaria nelle aree del nord-est della Nigeria: (i) nel marzo 2022, Eni e FAO, in collaborazione con la società di Stato NNPC, hanno completato e consegnato 11 impianti idrici alimentati da sistemi fotovoltaici negli Stati di Borno e Yobe, nel nordest della Nigeria; e (ii) sono stati effettuati diversi interventi di manutenzione per assicurare l'affidabilità e sostenibilità delle infrastrutture realizzate.
Dall'inizio del programma nel 2018, sono stati realizzati 22 pozzi d'acqua alimentati da sistemi fotovoltaici, per l'irrigazione e per uso domestico, a beneficio di circa 67.000 persone.
Nel corso dell'anno le attività a sostegno delle popolazioni del delta del Niger, oltre al progetto Green River Project, hanno riguardato diversi programmi d'intervento straordinario, come la distribuzione di beni di primaria necessità in circa 260 comunità, a seguito delle peggiori inondazioni degli ultimi decenni che hanno colpito l'area. Inoltre, Eni continua a supportare gli interventi di ricostruzione anche attraverso il ripristino delle vie di accesso e trasporto per poter collegare nuovamente tutte le diverse aree rimaste isolate.
L'attività Eni in Nigeria è regolata da Production Sharing Agreement e da contratti di concessione.
BLOCCHI OML 60, 61, 62 E 63
Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2022 circa 24 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione di liquidi e gas è supportata dall'impianto di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 35 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,25 milioni di barili di liquidi. La maggior parte del gas viene spedita all'impianto di liquefazione di NLNG (Eni 10,4%) da cui viene successivamente esportato per il mercato internazionale. Parte della produzione di gas è destinata alla centrale termoelettrica a ciclo combinato di Okpai 1 (capacità di 480 MW) e a quella a ciclo aperto nel River State (capacità di 150 MW).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di workover e rigless per contrastare il declino produttivo naturale dell'area e attività di asset integrity delle facility ed installazione di nuovi compressori con l'obiettivo di valorizzare ulteriormente il gas naturale e migliorare le performance ambientali con la riduzione delle emissioni di CO2 legate al flaring. Inoltre, nel corso dell'anno è stato completato e messo in produzione un ulteriore pozzo produttivo.
BLOCCO OML 118
Produzione Nel 2022 il campo Bonga ha prodotto 9 mila boe/ giorno in quota Eni. La produzione è supportata da un'unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila boe/giorno e di 2 milioni di barili di stoccaggio. Il gas associato è esportato all'impianto NLNG di Bonny tramite pipeline.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato la perforazione di 5 pozzi di sviluppo di cui 3 completati nel corso dell'anno. Sono stati avviati un pozzo produttore e un pozzo iniettore.
BLOCCO OML 125
Produzione La produzione è fornita dal campo di Abo che nel 2022 ha prodotto circa 14 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione è supportata da un'unità FPSO della capacità di trattamento di 40 mila boe/giorno e di oltre 900 mila barili di stoccaggio.
Nell'agosto 2022 è stato rinnovato il PSC del blocco OML 125 con estensione ventennale. Contestualmente è stato firmato un accordo che permetterà a Eni a partire del 2023 di recuperare i crediti pregressi legati al blocco verso la società di Stato NNPC.
SPDC JOINT VENTURE (NASE)
Produzione Nel 2022, la produzione in quota Eni è stata pari a circa 16 mila boe/giorno.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il ripristino dell'integrità della Trans Niger Pipeline (TNP) soggetta a interferenze di terze parti, la principale infrastruttura di trasporto della produzione verso il terminale di export di Bonny. La linea TNP è stata chiusa per la quasi totalità del 2022 allo scopo di eliminare fenomeni di bunkering attraverso estensive operazioni di rimozione delle connessioni e raffinerie illegali; (ii) il collegamento di 5 nuovi pozzi produttivi a gas nelle aree produttive di Kolo Creek e Gbaran e la perforazione di 5 nuovi pozzi a olio nell'area di Forcados; (iii) diverse attività di work over e rigless nelle principali aree produttive per contrastare il declino naturale dei campi; e (iv) attività di asset integrity.
NIGERIA GNL
Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L'impianto ha una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint venture SPDC JV, TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall'impianto nel corso del 2022 sono stati pari a circa 23 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd ed attraverso metaniere di terzi con vendita FOB.
KAZAKHSTAN
Eni è presente in Kazakhstan dal 1992, dove è co-operatore del giacimento in produzione di Karachaganak e partecipa al consorzio North Caspian Sea PSA responsabile delle operazioni del giacimento Kashagan.
Inoltre, Eni opera congiuntamente con la Società di Stato
Kaz-MunayGas (KMG) i blocchi Isatay (Eni 50%) e Abay (Eni 50%) nelle acque kazake del Mar Caspio.
L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 6.244 chilometri quadrati (1.947 chilometri quadrati in quota Eni).
Kashagan
Eni partecipa con il 16,81% nel North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) che regola fino al 2041 i diritti di esplorazione, di sviluppo e di sfruttamento di un'area di circa 3.300 chilometri quadrati (circa 560 chilometri quadrati in quota Eni) localizzata nella porzione settentrionale del Mar Caspio. Nell'area contrattuale è localizzato il giacimento giant Kashagan, scoperto nel 2000.
Produzione Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 57 mila boe/giorno. La produzione di liquidi è stabilizzata presso l'impianto di Bolashak per la successiva commercializzazione. Il gas prodotto è in parte trattato e venduto alla compagnia di Stato nazionale, mentre il gas non trattato (circa il 50%) è reiniettato nel giacimento.
Sviluppo Le attività di sviluppo sono focalizzate sul programma di espansione per fasi della capacità produttiva. La prima fase di sviluppo prevede un progressivo aumento fino a raggiungere i 450 mila barili di olio al giorno. Le attività, sanzionate nel 2020, prevedono l'incremento della capacità di gestione del gas associato attraverso: (i) l'incremento della capacità di reiniezione in giacimento attraverso l'upgrading delle facility esistenti. Le attività sono state completate nel corso del 2022, e (ii) la consegna a una nuova unità di trattamento onshore gestita da terze parti, in via di realizzazione, per la restante parte dei volumi di gas associato.
Karachaganak
Localizzato onshore nella parte occidentale del Paese, Karachaganak (Eni 29,25%) è un giacimento giant che produce petrolio, condensati e gas naturale. Le operazioni condotte dal consorzio Karachaganak Petroleum Operating (KPO) sono regolate da un Production Sharing Agreement. Eni e Shell sono co-operatori.
Produzione Nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 69 mila boe/giorno. L'attività operativa è condotta producendo liquidi (condensati e olio) dalle parti più profonde del giacimento e utilizzando circa il 45% del gas prodotto per la vendita alla centrale di Orenburg in Russia, ed il restante volume per la reiniezione nelle parti superiori del giacimento e per la produzione di fuel gas. La quasi totalità della produzione di liquidi è stabilizzata presso il Karachaganak Processing Complex (KPC) per la successiva commercializzazione sui mercati occidentali attraverso il Caspian Pipeline Consortium e tramite la pipeline Atyrau-Samara.
Sviluppo Nel corso del 2022 nell'ambito del piano di sviluppo del giacimento di Karachaganak che prevede l'aumento in fasi della capacità di reiniezione del gas, è stata finalizzata l'installazione e lo start-up della quarta unità di compressione gas. Proseguono le altre fasi, sanzionate nel 2020, che includono: (i) la perforazione di tre nuovi pozzi iniettori; (ii) la realizzazione di una linea di iniezione; e (iii) l'installazione di una quinta unità di compressione gas; lo start-up è previsto nel 2024. Inoltre, nel 2022 è stata sanzionata l'ultima fase che prevede l'installazione di una sesta unità di compressione il cui start-up è previsto nel 2026.
Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare, gli interventi continui riguardano: (i) la formazione professionale; (ii) la realizzazione di asili e scuole, manutenzione di strade, costruzione di centri sportivi; (iii) il supporto medico-sanitario anche attraverso la distribuzione di farmaci.
RESTO DELL'ASIA
Emirati Arabi Uniti
Eni è presente negli Emirati Arabi Uniti dal 2018. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 32.620 chilometri quadrati (18.662 chilometri quadrati in quota Eni).
Nella fase di esplorazione Eni è operatore: (i) con una quota del 70% nei blocchi esplorativi 1, 2 e 3 nell'offshore di Abu Dhabi; (ii) con una quota del 50% nelle concessioni onshore Area A e Area C nell'Emirato di Sharjah; (iii) con una quota del 90% nel Blocco A offshore e nel Blocco 7 onshore nell'Emirato di Ras al Khaimah.
Nella fase di sviluppo Eni partecipa come partner con una quota del 25% nella concessione offshore di Ghasha. La concessione, della durata di 40 anni, include i giacimenti a gas Hail, Ghasha, Hair Dalma-Bu Hasser-Satah e altri campi offshore situati nella regione di Al Dhafra.
Inoltre, Eni partecipa nelle concessioni di produzione di Lower Zakum (Eni 5%) e Umm Shaif/Nasr (Eni 10%). Entrambe le concessioni, della durata di 40 anni, sono nell'offshore di Abu Dhabi con una produzione ad olio, condensati e gas. Inoltre, Eni partecipa con una quota del 50% nella concessione in produzione di Mahani-Area B nell'Emirato di Sjarjah.
Nel marzo 2023 Eni ha firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con ADNOC per futuri progetti congiunti in ambito di transizione energetica, sostenibilità e decarbonizzazione. L'accordo prevede di valutare potenziali opportunità nei settori delle energie rinnovabili, idrogeno blu e verde, cattura e stoccaggio di CO2 (CCS), riduzione delle emissioni di gas serra e metano, efficienza energetica, riduzione del flaring di routine e l'impegno nel Global Methane Pledge, per sostenere la sicurezza energetica globale e traguardare una transizione energetica equa.
Produzione La produzione dell'anno è stata di 60 mila boe/ giorno in quota Eni fornita dai giacimenti di Lower Zakum, Umm Shaif/ Nasr nonché dal campo di Mahani.
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) le attività di sviluppo dei progetti sanzionati Dalma Gas Development nella concessione offshore di Ghasha e il Umm Shaif Long-Term Development Ph.1 nella concessione Umm Shaif; e (ii) il programma di ramp-up produttivo del campo di Mahani nella Concessione onshore Area B.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo XF-002 e il pozzo di appraisal DM-002 nel Blocco 2, offshore Abu Dhabi, con volumi in posto stimati tra 2,5 e 3,5 Tcf di gas e circa 170 milioni di barili di olio.
Indonesia
Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 62 mila boe/giorno, prevalentemente gas. L'attività è concentrata nell'area offshore del Kalimantan orientale, nell'offshore dell'isola di Sumatra e nell'onshore/offshore di West Timor e West Papua.
La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 18.235 chilometri quadrati (12.106 chilometri quadrati in quota Eni) su un totale di 13 blocchi.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione deriva principalmente: (i) dal blocco operato Muara Bakau (Eni 55%) dove è in produzione il giacimento a gas di Jangkrik. La produzione è assicurata da dodici pozzi sottomarini collegati all'Unità Galleggiante di Produzione (FPU). Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, viene spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang. Il gas prodotto è venduto con contratti di lungo termine, sia alla compagnia di Stato indonesiana Pertamina sia alla stessa Eni che lo commercializza nel mercato asiatico; (ii) dal giacimento a gas di Merakes nel blocco operato East Sepinggan (Eni 65%). La produzione, ottenuta con il completamento di cinque pozzi sottomarini, viene trattata dall'unità galleggiante di produzione (Floating Production Unit - FPU) del giacimento in produzione di Jangkrik. Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, è spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang oppure venduto nel mercato domestico.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto di Merakes East nel blocco operato East Sepinggan, nelle acque profonde del Kalimantan Orientale. Il progetto è stato approvato a seguito del completamento delle attività di definizione del programma di sviluppo; (ii) il progetto di Maha nel Blocco offshore di West Ganal (Eni 40%, operatore). Sono in corso le attività di definizione del programma di sviluppo; (iii) le attività di upgrading delle facility di compressione gas nel blocco operato di Muara Bakau; e (iv) le attività ed iniziative sui temi di accesso all'acqua ed energia rinnovabile a supporto dello sviluppo locale nelle aree operative di Samboja, Kutai Kartanegara e Kalimantan orientale.
Iraq
Eni è presente in Iraq dal 2009 con attività di sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata di 1.074 chilometri quadrati (446 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività di produzione e sviluppo sono regolate da un technical service contract.
Produzione La produzione è fornita dal giacimento Zubair (Eni 41,56%) che nel 2022 ha prodotto 31 mila barili/giorno in quota Eni.
Sviluppo Le attività riguardano l'esecuzione di un'ulteriore fase di sviluppo dell'ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair, che consentirà di raggiungere il livello di plateau stabilito contrattualmente pari a 700 mila barili/giorno. La capacità produttiva e le principali facility per raggiungere il target produttivo sono state già installate e sono in corso le attività per la realizzazione dell'espansione della capacità di trattamento. Le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione attraverso la perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni attraverso l'espansione della facility di raccolta e il completamento dei pozzi di reiniezione dell'acqua. In particolare, sono in fase di realizzazione i progetti per assicurare la disponibilità di acqua per un adeguato mantenimento della pressurizzazione del giacimento.
Nel febbraio 2022, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo sostenibile, Eni – in collaborazione con l'Unione Europea e l'UNICEF – ha avviato un progetto in partnership con il Governatorato di Bassora volto a migliorare la qualità dell'acqua per 850.000 persone nella città di Bassora, compresi oltre 160.000 bambini come beneficiari diretti.
Continua l'impegno di Eni con progetti in ambito scolastico, sanitario, ambientale e di accesso all'acqua. In particolare: (i) la costruzione di un nuovo edificio scolastico a Zubair, con completamento atteso nel 2024, nonché interventi di ristrutturazione e fornitura di materiale alle scuole; (ii) la costruzione di un dipartimento di medicina nucleare e di un nuovo reparto di oncologia pediatrica, in fase di completamento, presso il Basra Cancer Children Hospital; e (iii) l'avvio nel 2022 dell'impianto di fornitura di acqua potabile di Al-Bardjazia nell'area di Zubair mentre prosegue la costruzione del nuovo impianto di Al-Buradeiah a Bassora.
Timor Leste
Eni è presente in Timor Leste dal 2006 con attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.612 chilometri quadrati (1.928 chilometri quadrati in quota Eni).
Eni partecipa nel Blocco in produzione PSC-TL-SO-T 19-13 con una quota del 10,99%. Inoltre, Eni detiene quote di partecipazione in 2 licenze esplorative.
Produzione La produzione deriva principalmente dal giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan che ha prodotto 54 mila boe/giorno (4 mila boe/giorno in quota Eni) nel 2022. La produzione di liquidi è supportata da due piattaforme di trattamento e da un'unità FSO. Il gas è trattato presso l'impianto di liquefazione di Darwin della capacità di 3,6 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 5 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale) collegato attraverso un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri. Il GNL è venduto a operatori elettrici giapponesi sulla base di contratti di lungo termine.
Turkmenistan
Eni è presente in Turkmenistan dal 2008 a seguito dell'acquisizione di Burren Energy Plc. L'attività è condotta nel Blocco onshore Nebit Dag nella parte occidentale del Paese per una superficie sviluppata di 200 chilometri quadrati (180 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2022, la produzione in quota Eni è stata di 5 mila boe/giorno.
Le operazioni sono regolate da un Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione è fornita essenzialmente dal giacimento a olio di Burun (Eni 90%, operatore). L'olio prodotto è trattato dalla locale Raffineria di Turkmenbashi. Eni viene compensata dalle Autorità Turkmene con un'equivalente quantità, in valore, di greggio al terminale di Okarem, sulla costa meridionale del Mar Caspio, dove è venduta FOB. Il gas associato è utilizzato per gas lift ed è ceduto a Turkmenneft, tramite il grid locale.
AMERICA
Messico
Eni è presente in Messico dal 2015 con attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata e non sviluppata di 5.470 chilometri quadrati (3.107 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività è concentrata nell'offshore del Golfo del Messico.
Eni è operatore della licenza in produzione di Area 1 con una quota del 100%, dove si trovano le scoperte di Amoca, Miztón e Tecoalli. Nella fase esplorativa Eni è operatore delle licenze di Area 10 (Eni 65%), Area 14 (Eni 60%), Area 7 (Eni 45%), Area 24 (Eni 65%) e Area 28 (Eni 75%). Inoltre, Eni partecipa con una quota del 40% nel Blocco OBO AC12 e del 15% nell'Area 9. Nel gennaio 2022 è stato firmato con l'Organizzazione delle Nazioni Unite per l'Educazione, la Scienza e la Cultura (UNE-SCO) un Memorandum d'Intesa (MoU) quadriennale per identificare potenziali iniziative progettuali congiunte che contribuiscano allo sviluppo sostenibile dell'economia locale attraverso la protezione del patrimonio naturale e culturale, la diversificazione economica e per rispettare e promuovere i diritti umani e l'inclusione.
Le attività di esplorazione e sviluppo nel Paese sono regolate da PSA e da un contratto di concessione per la licenza di Area 24.
Produzione La produzione deriva dalla licenza operata Area 1, che nel 2022 ha prodotto 17 mila boe/giorno.
Sviluppo Le attività di sviluppo dell'anno hanno riguardato il programma di sviluppo full field della licenza operata Area 1 ed in particolare il completamento della prima fase con: (i) l'avvio produttivo nel febbraio 2022 della FPSO Miamte presso il campo di Miztón, con conseguente ramp-up produttivo dell'area. Nel corso dell'anno sono state completate le attività di drilling dei pozzi di produzione e iniezione di acqua; e (ii) lo start-up della piattaforma di Amoca WHP-1 nel marzo 2022. Le attività di drilling dei pozzi produttori sono in corso. Il programma di sviluppo della licenza include una seconda fase che prevede la costruzione ed installazione di ulteriori due piattaforme nel campo di Amoca e Tecoalli.
Nell'ambito degli accordi di collaborazione con le Autorità locali nel campo della salute, dell'educazione, dell'ambiente nonché della diversificazione economica a supporto del miglioramento delle condizioni di vita e dello sviluppo locale, nel corso dell'anno le attività hanno riguardato: (i) ristrutturazione di edifici scolastici; (ii) attività di training e inclusione scolastica; (iii) iniziative volte al miglioramento delle condizioni socio-economiche delle comunità con programmi di sviluppo in particolare dell'attività ittica; (iv) l'avvio di un programma a supporto dello sviluppo giovanile; e (v) campagne di sensibilizzazione nell'ambito dell'accesso all'energia, della protezione ambientale e nelle tematiche sociali. Esplorazione Nel marzo 2023 l'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Yatzil nella licenza operata Area 7.
Stati Uniti
Eni è presente negli Stati Uniti dal 1968 e opera nel Golfo del Messico, Alaska e nell'onshore del Texas. La superficie sviluppata e non sviluppata si estende per 1.215 chilometri quadrati (654 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2022 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 57 mila boe/giorno. Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.
GOLFO DEL MESSICO
Eni partecipa in 46 blocchi di esplorazione e sviluppo nell'offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 16 come operatore.
Produzione I principali giacimenti operati con una quota del 100% sono Allegheny, Appaloosa, Pegasus, Devils Tower e Triton nonché Longhorn con una quota del 75%. Inoltre, Eni partecipa nei giacimenti di Europa (Eni 32%), Medusa (Eni 25%), Lucius (Eni 14,45%), K2 (Eni 13,4%), Frontrunner (Eni 37,5%) e Heidelberg (Eni 12,5%). La produzione nel 2022 è stata di 34 mila boe/giorno in quota Eni.
TEXAS
Produzione La produzione è fornita essenzialmente dall'area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, contenente riserve di gas non convenzionale (shale gas). La produzione nell'anno è stata pari a circa 2 mila boe/giorno in quota Eni.
ALASKA
Eni è operatore in 27 blocchi di esplorazione e sviluppo e partecipa in 1 blocco.
Produzione I principali giacimenti sono Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk (Eni 100%, operatore) con una produzione complessiva nel 2022 pari a circa 21 mila barili/giorno in quota Eni.
Venezuela
Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di 53 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore del Golfo del Venezuela e Golfo di Paria e nell'onshore dell'Orinoco per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.804 chilometri quadrati (1.066 chilometri quadrati in quota Eni).
Produzione La produzione è fornita dai giacimenti a gas di Perla (Eni 50%), localizzato nel Golfo del Venezuela, a olio di Junín 5 (Eni 40%), situato nella Faja dell'Orinoco, ed a olio di Corocoro (Eni 26%), nel Golfo di Paria.
AUSTRALIA E OCEANIA
Australia
Eni è presente in Australia dal 2001; nel 2022 la produzione in quota Eni è stata di circa 2 milioni di metro cubi/giorno (pari a 10 mila boe/giorno). L'attività è concentrata nell'offshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 3.336 chilometri quadrati (2.751 chilometri quadrati in quota Eni).
La principale area di produzione partecipata da Eni si trova nel Blocco WA-33-L (Eni 100%). Inoltre, Eni partecipa in 2 licenze esplorative.
Produzione La produzione deriva dal giacimento a gas Blacktip, in produzione dal 2009. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una piattaforma di produzione collegata attraverso una pipeline della lunghezza di 108 chilometri a un impianto di trattamento del gas onshore della capacità di 1,2 miliardi di metri cubi/anno. Il gas è fornito alla Società australiana Power & Water Utility Co per l'alimentazione di una centrale di generazione elettrica sulla base di un contratto della durata di 25 anni.
INIZIATIVE DI CARBON OFFSET
Eni riconosce e sostiene il processo di transizione dell'economia verso un modello low carbon e su tale base ha elaborato una strategia di decarbonizzazione dei prodotti e dei processi industriali del Gruppo che traguarda l'azzeramento netto delle emissioni Scope 1+2+3 al 2050. Eni prevede di compensare le proprie emissioni residue facendo leva sulle iniziative di Natural Climate Solutions e sull'applicazione di soluzione tecnologiche in vari ambiti, con l'obiettivo di massimizzare progressivamente la componente di carbon removal. Tali iniziative permetteranno di disporre di un portafoglio annuale di crediti di carbonio in grado di compensare emissioni residue per un volume inferiore ai 25 milioni di tonnellate di CO2 nel 2050.
Natural Climate Solutions
Nell'ambito delle soluzioni basate sulla natura (Natural Climate Solutions - NCS), dal 2019 Eni ha avviato iniziative focalizzate sulla protezione, conservazione e gestione sostenibile delle foreste, principalmente nei Paesi in via di sviluppo, considerate tra le più rilevanti a livello internazionale, nell'ambito delle strategie di mitigazione dei cambiamenti climatici.
Tali iniziative si inquadrano nel cosiddetto schema REDD+ (Reducing Emissions from Deforestation and forest Degradation). Lo schema REDD+, definito e promosso dalle Nazioni Unite (in particolare nell'ambito dell'UNFCCC - United Nations Framework Convention on Climate Change, Convenzione sui cambiamenti climatici), prevede attività di conservazione delle foreste con gli obiettivi di ridurre le emissioni e migliorare la capacità di stoccaggio naturale della CO2. I progetti favoriscono al contempo, un modello alternativo di sviluppo delle comunità locali attraverso la promozione di attività socio-economiche in linea con la gestione sostenibile, la valorizzazione delle foreste e la conservazione della biodiversità. All'interno di tale schema si inseriscono le attività di Eni che affianca i Governi, le comunità locali e le Agenzie delle Nazioni Unite dedicate, in coerenza con gli NDC (Nationally Determined Contributions), i Piani di Sviluppo Nazionali e con gli Obiettivi di Sviluppo Sostenibile (SDGs) delle Nazioni Unite. A tale scopo, Eni ha costruito nel tempo una solida rete di accordi con sviluppatori internazionali di progetti REDD+. La collaborazione con tali sviluppatori consente a Eni di monitorare lo sviluppo e l'implementazione dei progetti d'interesse, nell'ottica di verificarne l'aderenza allo schema REDD+ e l'applicazione degli standard più elevati, riconosciuti a livello internazionale, per la certificazione della riduzione delle emissioni di carbonio (Verified Carbon Standard - VCS) con risultati socio-ambientali (Climate Community & Biodiversity Standards - CCB).
Le principali iniziative di protezione e conservazione delle foreste sostenute da Eni sono: Luangwa Community Forest Project (LCFP) e Lower Zambezi REDD+ Project (LZRP) in Zambia, Kulera in Malawi, Ntakata Mountains in Tanzania e Amigos de Calakmul, in Messico. Nel 2022 i crediti generati da questi progetti sono stati pari a circa 3,5 milioni di tonnellate di CO2 .
Nel corso del 2022 sono stati finalizzati accordi per lo sviluppo di progetti futuri in Costa d'Avorio, Kenya e Mozambico per i quali sono in corso studi di fattibilità.
Nel novembre 2022 è stato firmato un accordo con il Rwanda Development Board e la start-up tech no-profit Rainforest Connection in Ruanda, al fine di testare l'applicazione di tecnologie di intelligenza artificiale nell'ambito della protezione e conservazione delle foreste.
Eni prosegue nella valutazione di ulteriori iniziative NCS nell'ambito del ripristino e della gestione sostenibile degli ecosistemi in Africa, America Latina ed Asia.
Progetti tecnologici
L'applicazione di soluzioni tecnologiche in vari ambiti rappresenta un'ulteriore leva di compensazione delle emissioni residue. In particolare, Eni ha avviato progetti per promuovere l'adozione di fornelli migliorati (Improved Cookstoves, ICS) per la cottura dei cibi in contesti di povertà energetica e continua a valutare opportunità nei settori delle energie rinnovabili, della gestione dei rifiuti, del miglioramento di pratiche agricole, che assicurino, oltre alla mitigazione del cambiamento climatico, significativi benefici sociali e ambientali sugli stakeholder locali. Le iniziative identificate oltre che garantire la compensazione delle emissioni generando crediti di alta qualità, certificati secondo i più elevati standard internazionali a livello ambientale (Verified Carbon Standard - VCS), contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo sostenibile SDGs (Sustainable Development Verified Impact Standard - SD VISta).
Nel giugno 2022 Eni ha avviato in Costa d'Avorio un program-
ma di distribuzione di fornelli migliorati a famiglie vulnerabili. Il progetto prevede la distribuzione di 100.000 ICS su un periodo di 6 anni a partire già da quest'anno, dalla Regione di Gbêkê, raggiungendo oltre 300.000 persone. I fornelli, prodotti nel Paese, contribuiscono allo sviluppo locale e alla creazione di valore sostenibile. Questa iniziativa integra e rafforza la strategia di decarbonizzazione di Eni nello sviluppo della scoperta di Baleine. Il progetto genererà crediti di carbonio di alta qualità certificati dallo standard internazionale VERRA, pari a circa 1 milione di VCU (Verified Carbon Units) nei prossimi 10 anni.
Sono previste iniziative analoghe in diversi Paesi, tra i quali Mozambico, Congo, Kenya e Ruanda.
INIZIATIVE AGRI-FEEDSTOCK
Nel corso dell'anno Eni ha finalizzato accordi con le Autorità del Mozambico, Benin e Ruanda, nonché nel 2021 con Kenya, Congo, Angola, Kazakhstan e Costa d'Avorio con l'obiettivo di promuovere iniziative agricole di coltivazione di piante oleaginose da utilizzare come feedstock (cariche Low ILUC-Indirect Land Use Change) per le bioraffinerie Eni, valorizzando aree marginali non destinabili alla catena alimentare.
Il piano di sviluppo delle attività individuate si basa sull'integrazione verticale e comprende accordi con agricoltori e cooperative locali ai quali viene demandata la produzione di semi oleaginosi e la realizzazione da parte di Eni di centri di raccolta ed estrazione dell'olio (Agri-Hubs). I sottoprodotti della filiera produttiva saranno destinati ai mercati locali ed eventualmente all'export. Le iniziative inoltre promuoveranno lo sviluppo rurale, il ripristino dei terreni attraverso l'agricoltura sostenibile e rigenerativa, con conseguenti effetti positivi sullo sviluppo socio-economico con ricadute occupazionali, opportunità di accesso al mercato nonché tutela dei diritti umani, salute e sicurezza alimentare. La definizione di ulteriori programmi, in analogia al modello adottato, è in corso di valutazione in altri Paesi.
In particolare, nell'ottobre 2022 è stato avviato l'export di olio vegetale dal Kenya per la bioraffineria Eni di Gela. L'olio vegetale è prodotto nell'agri-hub di Makueni, avviato a luglio 2022. Il programma di sviluppo nel Paese prevede di raggiungere 20.000 tonnellate nel 2023 dalla produzione attuale a fine 2022 di 2.500 tonnellate. La filiera produttiva in Kenya è certificata secondo lo schema di sostenibilità ISCC-EU (International Sustainability and Carbon Certification), uno dei principali standard volontari riconosciuti dalla Commissione europea per la certificazione di biocarburanti (UE RED II).
Inoltre, l'accordo definito con il Kenya prevede anche attività di ingegneria finalizzate alla trasformazione dell'attuale raffineria di Mombasa in una bioraffineria per la produzione di HVO e Biojet; nonché la raccolta dell'UCO (Used Cooking Oil) ai fini dell'utilizzo come feedstock.
Le altre attività in corso hanno riguardato: (i) in Congo, l'avvio della coltivazione con i primi 2 mila ettari seminati. Sono state avviate le fasi di ingegneria e costruzione del primo AgriHubs con una capacità di 30 mila tonnellate/anno e start-up nel 2023. La capacità a regime prevede una produzione di 250 mila tonnellate a partire dal 2027; (ii) in Mozambico, avviata la coltivazione di campi pilota nel novembre 2022 e l'attività di ingegneria per il primo Agri-Hubs con una capacità produttiva di 30 mila tonnellate/anno e start-up nel 2023. La capacità a regime prevede una produzione di 200 mila tonnellate al 2027; (iii) in Angola, sono iniziate le coltivazioni su campi pilota nel dicembre 2022, nella zona di Luanda. È stata identificata l'area per la costruzione dell'Agri-Hubs con una capacità produttiva prevista pari a 30 mila tonnellate/anno; (iv) in Costa d'Avorio, sono in corso le attività preliminari per la definizione della filiera produttiva e la selezione dell'area per la realizzazione dell'impianto Agri-Hubs con start-up atteso nel 2023; e (v) in Italia, avviato un progetto in partnership con la società Bonifiche Ferraresi, per valutare lo sviluppo di coltivazioni per uso energetico, recuperando terreni degradati o inquinati, senza entrare in competizione con la filiera alimentare.
In tutti i progetti avviati o in corso di sviluppo, le produzioni agricole risponderanno allo schema di certificazione di sostenibilità ISCC-EU.
La produzione target complessiva è prevista successivamente raggiungere un volume di agri-feedstock di oltre 700 mila tonnellate al 2026, grazie al contributo di tutte le iniziative previste.
Nel novembre 2022, in Ruanda, è stato firmato l'accordo con la National Industrial Research and Development Agency (Agenzia Nazionale Industriale per la Ricerca e lo Sviluppo) per massimizzare tecniche e know-how per la produzione di semi destinati alle iniziative agri-feedstock avviate da Eni in altri Paesi africani.
Nell'ambito di tale modello di sviluppo, Eni ha finalizzato una partnership strategica con il Gruppo Bonifiche Ferraresi con la costituzione nel 2021 della joint venture paritetica Agri-Energy. Nel 2022 la JV Agri-Energy ha avviato progetti di ricerca per sperimentare colture energetiche sostenibili, in particolare con un progetto pilota in Sardegna. Inoltre, Agri-Energy fornirà supporto allo sviluppo dei progetti Eni nei Paesi di interesse attraverso trasferimento di know-how, fornitura di sementi e prodotti per l'agricoltura. Infine, oltre alla coltivazione di semi in terreni degradati o marginali, Eni ha ampliato le sue tipologie di feedstock diversificando le cariche con scarti e residui agricoli.
Riserve certe di idrocarburi(a)
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 369 | 81 | 820 | 992 | 1.145 | 1.032 | 762 | 288 | 82 | 5.571 |
| di cui: sviluppate | 283 | 80 | 373 | 852 | 766 | 963 | 445 | 203 | 51 | 4.016 |
| non sviluppate | 86 | 1 | 447 | 140 | 379 | 69 | 317 | 85 | 31 | 1.555 |
| Acquisizioni | 1 | 18 | 3 | 22 | ||||||
| Revisioni di precedenti stime | 12 | 9 | 49 | 27 | (111) | (45) | (23) | 17 | 1 | (64) |
| Miglioramenti di recupero assistito | 3 | 4 | 7 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 4 | 13 | 11 | 90 | 118 | |||||
| Produzione | (30) | (16) | (97) | (126) | (84) | (46) | (63) | (27) | (4) | (493) |
| Cessioni | (227) | (1) | (228) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 352 | 78 | 806 | 904 | 813 | 941 | 675 | 285 | 79 | 4.933 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 502 | 10 | 263 | 282 | 1.057 | |||||
| di cui: sviluppate | 261 | 10 | 39 | 282 | 592 | |||||
| non sviluppate | 241 | 224 | 465 | |||||||
| Acquisizioni | 168 | 383 | 551 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 66 | 64 | 22 | 152 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | 4 | 4 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 7 | 54 | 61 | |||||||
| Produzione | (53) | (1) | (22) | (19) | (95) | |||||
| Cessioni | (49) | (49) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 473 | 9 | 531 | 383 | 285 | 1.681 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 352 | 551 | 815 | 904 | 1.344 | 941 | 1.058 | 570 | 79 | 6.614 |
| Sviluppate | 271 | 330 | 338 | 655 | 798 | 881 | 383 | 492 | 43 | 4.191 |
| consolidate | 271 | 73 | 329 | 655 | 460 | 881 | 383 | 207 | 43 | 3.302 |
| joint venture e collegate | 257 | 9 | 338 | 285 | 889 | |||||
| Non sviluppate | 81 | 221 | 477 | 249 | 546 | 60 | 675 | 78 | 36 | 2.423 |
| consolidate | 81 | 5 | 477 | 249 | 353 | 60 | 292 | 78 | 36 | 1.631 |
| joint venture e collegate | 216 | 193 | 383 | 792 |
(a) Con effetto 1° gennaio 2022, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00671 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00665 barili di petrolio). L'effetto sulle riserve certe di idrocarburi è pari a 30 milioni di boe.
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 243 | 73 | 798 | 1.110 | 1.352 | 1.182 | 879 | 256 | 91 | 5.984 |
| di cui: sviluppate | 199 | 68 | 434 | 1.022 | 799 | 1.093 | 424 | 162 | 60 | 4.261 |
| non sviluppate | 44 | 5 | 364 | 88 | 553 | 89 | 455 | 94 | 31 | 1.723 |
| Acquisizioni | 2 | 2 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 156 | 22 | 109 | 11 | (149) | (97) | (52) | 45 | (3) | 42 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 10 | 12 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 8 | 2 | 51 | 62 | |||||
| Produzione | (30) | (15) | (95) | (131) | (106) | (53) | (65) | (25) | (6) | (526) |
| Cessioni | (5) | (5) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 369 | 81 | 820 | 992 | 1.145 | 1.032 | 762 | 288 | 82 | 5.571 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 496 | 14 | 87 | 324 | 921 | |||||
| di cui: sviluppate | 254 | 14 | 47 | 324 | 639 | |||||
| non sviluppate | 242 | 40 | 282 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 61 | (3) | 183 | (25) | 216 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 8 | 8 | ||||||||
| Produzione | (63) | (1) | (7) | (17) | (88) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 502 | 10 | 263 | 282 | 1.057 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 369 | 583 | 830 | 992 | 1.408 | 1.032 | 762 | 570 | 82 | 6.628 |
| Sviluppate | 283 | 341 | 383 | 852 | 805 | 963 | 445 | 485 | 51 | 4.608 |
| consolidate | 283 | 80 | 373 | 852 | 766 | 963 | 445 | 203 | 51 | 4.016 |
| joint venture e collegate | 261 | 10 | 39 | 282 | 592 | |||||
| Non sviluppate | 86 | 242 | 447 | 140 | 603 | 69 | 317 | 85 | 31 | 2.020 |
| consolidate | 86 | 1 | 447 | 140 | 379 | 69 | 317 | 85 | 31 | 1.555 |
| joint venture e collegate | 241 | 224 | 465 |
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020(a) | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 333 | 89 | 974 | 1.225 | 1.453 | 1.108 | 742 | 268 | 95 | 6.287 |
| di cui: sviluppate | 258 | 82 | 553 | 1.033 | 863 | 1.046 | 372 | 182 | 61 | 4.450 |
| non sviluppate | 75 | 7 | 421 | 192 | 590 | 62 | 370 | 86 | 34 | 1.837 |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (51) | 3 | (84) | (9) | 26 | 133 | 185 | 11 | 2 | 216 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 5 | 5 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 11 | 5 | 17 | ||||||
| Produzione | (39) | (19) | (92) | (107) | (127) | (59) | (64) | (28) | (6) | (541) |
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 243 | 73 | 798 | 1.110 | 1.352 | 1.182 | 879 | 256 | 91 | 5.984 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 567 | 16 | 63 | 335 | 981 | |||||
| di cui: sviluppate | 330 | 16 | 23 | 335 | 704 | |||||
| non sviluppate | 237 | 40 | 277 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (33) | 32 | 4 | 3 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 30 | 30 | ||||||||
| Produzione | (68) | (2) | (8) | (15) | (93) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 496 | 14 | 87 | 324 | 921 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 243 | 569 | 812 | 1.110 | 1.439 | 1.182 | 879 | 580 | 91 | 6.905 |
| Sviluppate | 199 | 322 | 448 | 1.022 | 846 | 1.093 | 424 | 486 | 60 | 4.900 |
| consolidate | 199 | 68 | 434 | 1.022 | 799 | 1.093 | 424 | 162 | 60 | 4.261 |
| joint venture e collegate | 254 | 14 | 47 | 324 | 639 | |||||
| Non sviluppate | 44 | 247 | 364 | 88 | 593 | 89 | 455 | 94 | 31 | 2.005 |
| consolidate | 44 | 5 | 364 | 88 | 553 | 89 | 455 | 94 | 31 | 1.723 |
| joint venture e collegate | 242 | 40 | 282 |
(a) Con effetto 1° gennaio 2020, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00665 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00653 barili di petrolio). L'effetto sulle riserve certe di idrocarburi è pari a 67 milioni di boe.
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 428 | 106 | 1.022 | 1.246 | 1.361 | 1.066 | 700 | 302 | 125 | 6.356 |
| di cui: sviluppate | 336 | 99 | 582 | 764 | 895 | 925 | 403 | 170 | 87 | 4.261 |
| non sviluppate | 92 | 7 | 440 | 482 | 466 | 141 | 297 | 132 | 38 | 2.095 |
| Acquisizioni | 30 | 30 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (50) | 2 | 90 | 106 | 190 | 97 | 67 | (20) | (23) | 459 |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 2 | 35 | 53 | 10 | 101 | ||||
| Produzione | (45) | (20) | (138) | (129) | (129) | (55) | (69) | (25) | (7) | (617) |
| Cessioni(a) | (4) | (9) | (29) | (42) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 333 | 89 | 974 | 1.225 | 1.453 | 1.108 | 742 | 268 | 95 | 6.287 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 363 | 14 | 68 | 352 | 797 | |||||
| di cui: sviluppate | 205 | 14 | 17 | 347 | 583 | |||||
| non sviluppate | 158 | 51 | 5 | 214 | ||||||
| Acquisizioni | 184 | 184 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 59 | 3 | 3 | (3) | 62 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 6 | 6 | ||||||||
| Produzione | (39) | (1) | (8) | (14) | (62) | |||||
| Cessioni | (6) | (6) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 567 | 16 | 63 | 335 | 981 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 333 | 656 | 990 | 1.225 | 1.516 | 1.108 | 742 | 603 | 95 | 7.268 |
| Sviluppate | 258 | 412 | 569 | 1.033 | 886 | 1.046 | 372 | 517 | 61 | 5.154 |
| consolidate | 258 | 82 | 553 | 1.033 | 863 | 1.046 | 372 | 182 | 61 | 4.450 |
| joint venture e collegate | 330 | 16 | 23 | 335 | 704 | |||||
| Non sviluppate | 75 | 244 | 421 | 192 | 630 | 62 | 370 | 86 | 34 | 2.114 |
| consolidate | 75 | 7 | 421 | 192 | 590 | 62 | 370 | 86 | 34 | 1.837 |
| joint venture e collegate | 237 | 40 | 277 |
(a) Include circa 4 milioni di boe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or-pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make-up) dei volumi pagati.
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 422 | 525 | 1.052 | 1.078 | 1.436 | 1.150 | 427 | 203 | 137 | 6.430 |
| di cui: sviluppate | 350 | 360 | 532 | 463 | 856 | 891 | 238 | 176 | 101 | 3.967 |
| non sviluppate | 72 | 165 | 520 | 615 | 580 | 259 | 189 | 27 | 36 | 2.463 |
| Acquisizioni | 332 | 332 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 40 | 15 | 114 | 431 | 34 | (32) | (39) | 31 | (4) | 590 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 7 | 6 | 13 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 16 | 14 | 39 | 100 | 169 | |||||
| Produzione | (50) | (71) | (144) | (110) | (123) | (52) | (65) | (27) | (8) | (650) |
| Cessioni | (363) | (160) | (5) | (528) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 428 | 106 | 1.022 | 1.246 | 1.361 | 1.066 | 700 | 302 | 125 | 6.356 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 14 | 75 | 1 | 470 | 560 | |||||
| di cui: sviluppate | 14 | 20 | 1 | 359 | 394 | |||||
| non sviluppate | 55 | 111 | 166 | |||||||
| Acquisizioni | 363 | 363 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (100) | (99) | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (1) | (7) | (18) | (26) | ||||||
| Cessioni | (1) | (1) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 363 | 14 | 68 | 352 | 797 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 428 | 469 | 1.036 | 1.246 | 1.429 | 1.066 | 700 | 654 | 125 | 7.153 |
| Sviluppate | 336 | 304 | 596 | 764 | 912 | 925 | 403 | 517 | 87 | 4.844 |
| consolidate | 336 | 99 | 582 | 764 | 895 | 925 | 403 | 170 | 87 | 4.261 |
| joint venture e collegate | 205 | 14 | 17 | 347 | 583 | |||||
| Non sviluppate | 92 | 165 | 440 | 482 | 517 | 141 | 297 | 137 | 38 | 2.309 |
| consolidate | 92 | 7 | 440 | 482 | 466 | 141 | 297 | 132 | 38 | 2.095 |
| joint venture e collegate | 158 | 51 | 5 | 214 |
Riserve certe di petrolio
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 197 | 34 | 393 | 210 | 589 | 710 | 476 | 237 | 1 | 2.847 |
| di cui: sviluppate | 146 | 34 | 225 | 164 | 435 | 641 | 262 | 164 | 1 | 2.072 |
| non sviluppate | 51 | 168 | 46 | 154 | 69 | 214 | 73 | 775 | ||
| Acquisizioni | 1 | 17 | 2 | 20 | ||||||
| Revisioni di precedenti stime | 3 | 6 | (8) | (16) | (62) | (34) | (15) | 13 | (113) | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 4 | 6 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 3 | 5 | 1 | 61 | 70 | |||||
| Produzione | (13) | (7) | (45) | (28) | (51) | (32) | (28) | (22) | (226) | |
| Cessioni | (170) | (170) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 188 | 36 | 364 | 167 | 367 | 644 | 433 | 234 | 1 | 2.434 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 378 | 9 | 21 | 6 | 414 | |||||
| di cui: sviluppate | 175 | 9 | 9 | 6 | 199 | |||||
| non sviluppate | 203 | 12 | 215 | |||||||
| Acquisizioni | 132 | 100 | 232 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 38 | 37 | 22 | 97 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | 4 | 4 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 4 | 54 | 58 | |||||||
| Produzione | (33) | (1) | (13) | (1) | (48) | |||||
| Cessioni | (37) | (37) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 350 | 8 | 235 | 100 | 27 | 720 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 188 | 386 | 372 | 167 | 602 | 644 | 533 | 261 | 1 | 3.154 |
| Sviluppate | 139 | 205 | 209 | 135 | 347 | 585 | 231 | 198 | 1 | 2.050 |
| consolidate | 139 | 32 | 201 | 135 | 212 | 585 | 231 | 171 | 1 | 1.707 |
| joint venture e collegate | 173 | 8 | 135 | 27 | 343 | |||||
| Non sviluppate | 49 | 181 | 163 | 32 | 255 | 59 | 302 | 63 | 1.104 | |
| consolidate | 49 | 4 | 163 | 32 | 155 | 59 | 202 | 63 | 727 | |
| joint venture e collegate | 177 | 100 | 100 | 377 |
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 178 | 34 | 383 | 227 | 624 | 805 | 579 | 224 | 1 | 3.055 |
| di cui: sviluppate | 146 | 31 | 243 | 172 | 469 | 716 | 297 | 143 | 1 | 2.218 |
| non sviluppate | 32 | 3 | 140 | 55 | 155 | 89 | 282 | 81 | 837 | |
| Acquisizioni | 1 | 1 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 32 | 8 | 49 | 11 | 21 | (58) | (74) | 21 | 10 | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 10 | 12 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | (1) | 6 | 2 | 16 | 23 | |||||
| Produzione | (13) | (7) | (45) | (30) | (72) | (37) | (29) | (19) | (252) | |
| Cessioni | (2) | (2) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 197 | 34 | 393 | 210 | 589 | 710 | 476 | 237 | 1 | 2.847 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 400 | 12 | 18 | 30 | 460 | |||||
| di cui: sviluppate | 176 | 12 | 15 | 30 | 233 | |||||
| non sviluppate | 224 | 3 | 227 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 17 | (2) | 4 | (23) | (4) | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2 | 2 | ||||||||
| Produzione | (41) | (1) | (1) | (1) | (44) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 378 | 9 | 21 | 6 | 414 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 197 | 412 | 402 | 210 | 610 | 710 | 476 | 243 | 1 | 3.261 |
| Sviluppate | 146 | 209 | 234 | 164 | 444 | 641 | 262 | 170 | 1 | 2.271 |
| consolidate | 146 | 34 | 225 | 164 | 435 | 641 | 262 | 164 | 1 | 2.072 |
| joint venture e collegate | 175 | 9 | 9 | 6 | 199 | |||||
| Non sviluppate | 51 | 203 | 168 | 46 | 166 | 69 | 214 | 73 | 990 | |
| consolidate | 51 | 168 | 46 | 154 | 69 | 214 | 73 | 775 | ||
| joint venture e collegate | 203 | 12 | 215 |
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 194 | 41 | 468 | 264 | 694 | 746 | 491 | 225 | 1 | 3.124 |
| di cui: sviluppate | 137 | 37 | 301 | 149 | 519 | 682 | 245 | 148 | 1 | 2.219 |
| non sviluppate | 57 | 4 | 167 | 115 | 175 | 64 | 246 | 77 | 905 | |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | 1 | (44) | (14) | 10 | 100 | 114 | 16 | 184 | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 5 | 5 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 4 | 5 | |||||||
| Produzione | (17) | (8) | (41) | (23) | (80) | (41) | (32) | (21) | (263) | |
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 178 | 34 | 383 | 227 | 624 | 805 | 579 | 224 | 1 | 3.055 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 424 | 12 | 10 | 31 | 477 | |||||
| di cui: sviluppate | 219 | 12 | 7 | 31 | 269 | |||||
| non sviluppate | 205 | 3 | 208 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (11) | 9 | (2) | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 30 | 30 | ||||||||
| Produzione | (43) | (1) | (1) | (45) | ||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 400 | 12 | 18 | 30 | 460 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 178 | 434 | 395 | 227 | 642 | 805 | 579 | 254 | 1 | 3.515 |
| Sviluppate | 146 | 207 | 255 | 172 | 484 | 716 | 297 | 173 | 1 | 2.451 |
| consolidate | 146 | 31 | 243 | 172 | 469 | 716 | 297 | 143 | 1 | 2.218 |
| joint venture e collegate | 176 | 12 | 15 | 30 | 233 |
Non sviluppate 32 227 140 55 158 89 282 81 1.064 consolidate 32 3 140 55 155 89 282 81 837 joint venture e collegate 224 3 227
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 208 | 48 | 493 | 279 | 718 | 704 | 476 | 252 | 5 | 3.183 |
| di cui: sviluppate | 156 | 44 | 317 | 153 | 551 | 587 | 252 | 143 | 5 | 2.208 |
| non sviluppate | 52 | 4 | 176 | 126 | 167 | 117 | 224 | 109 | 975 | |
| Acquisizioni | 29 | 29 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 5 | 1 | 37 | 10 | 46 | 79 | 45 | (16) | (4) | 203 |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2 | 21 | 2 | 9 | 34 | |||||
| Produzione | (19) | (8) | (62) | (27) | (90) | (37) | (32) | (20) | (295) | |
| Cessioni(a) | (1) | (29) | (30) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 194 | 41 | 468 | 264 | 694 | 746 | 491 | 225 | 1 | 3.124 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 297 | 11 | 12 | 37 | 357 | |||||
| di cui: sviluppate | 154 | 11 | 8 | 32 | 205 | |||||
| non sviluppate | 143 | 4 | 5 | 152 | ||||||
| Acquisizioni | 109 | 109 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 45 | 2 | -5 | 42 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 6 | 6 | ||||||||
| Produzione | (27) | (1) | (2) | (1) | (31) | |||||
| Cessioni | (6) | (6) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 424 | 12 | 10 | 31 | 477 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 194 | 465 | 480 | 264 | 704 | 746 | 491 | 256 | 1 | 3.601 |
| Sviluppate | 137 | 256 | 313 | 149 | 526 | 682 | 245 | 179 | 1 | 2.488 |
| consolidate | 137 | 37 | 301 | 149 | 519 | 682 | 245 | 148 | 1 | 2.219 |
| joint venture e collegate | 219 | 12 | 7 | 31 | 269 | |||||
| Non sviluppate | 57 | 209 | 167 | 115 | 178 | 64 | 246 | 77 | 1.113 | |
| consolidate | 57 | 4 | 167 | 115 | 175 | 64 | 246 | 77 | 905 | |
| joint venture e collegate | 205 | 3 | 208 |
(a) Include 0,6 milioni di boe parte di un long term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make-up) dei volumi pagati.
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 215 | 360 | 476 | 280 | 764 | 766 | 232 | 162 | 7 | 3.262 |
| di cui: sviluppate | 169 | 219 | 306 | 203 | 546 | 547 | 81 | 144 | 5 | 2.220 |
| non sviluppate | 46 | 141 | 170 | 77 | 218 | 219 | 151 | 18 | 2 | 1.042 |
| Acquisizioni | 319 | 319 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 15 | 6 | 73 | 21 | 30 | (27) | (54) | 23 | (1) | 86 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 7 | 6 | 13 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 13 | 1 | 86 | 100 | ||||||
| Produzione | (22) | (40) | (56) | (28) | (89) | (35) | (28) | (19) | (1) | (318) |
| Cessioni | (278) | (1) | (279) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 208 | 48 | 493 | 279 | 718 | 704 | 476 | 252 | 5 | 3.183 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 12 | 12 | 136 | 160 | ||||||
| di cui: sviluppate | 12 | 6 | 25 | 43 | ||||||
| non sviluppate | 6 | 111 | 117 | |||||||
| Acquisizioni | 297 | 297 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (96) | (95) | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (1) | (1) | (3) | (5) | ||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 297 | 11 | 12 | 37 | 357 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 208 | 345 | 504 | 279 | 730 | 704 | 476 | 289 | 5 | 3.540 |
| Sviluppate | 156 | 198 | 328 | 153 | 559 | 587 | 252 | 175 | 5 | 2.413 |
| consolidate | 156 | 44 | 317 | 153 | 551 | 587 | 252 | 143 | 5 | 2.208 |
| joint venture e collegate | 154 | 11 | 8 | 32 | 205 | |||||
| Non sviluppate | 52 | 147 | 176 | 126 | 171 | 117 | 224 | 114 | 1.127 |
consolidate 52 4 176 126 167 117 224 109 975 joint venture e collegate 143 4 5 152
Riserve certe di gas naturale
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 25.994 | 7.005 | 64.357 | 117.547 | 83.628 | 48.296 | 43.101 | 7.753 | 12.103 | 409.784 |
| di cui: sviluppate | 20.635 | 6.849 | 22.119 | 103.519 | 49.801 | 48.287 | 27.501 | 5.936 | 7.525 | 292.172 |
| non sviluppate | 5.359 | 156 | 42.238 | 14.028 | 33.827 | 9 | 15.600 | 1.817 | 4.578 | 117.612 |
| Acquisizioni | 2 | 175 | 63 | 240 | ||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1.110 | 412 | 7.920 | 5.470 | (8.081) | (2.064) | (1.512) | 476 | (32) | 3.699 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 40 | 40 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 203 | 1.046 | 1.484 | 4.346 | 7.079 | |||||
| Produzione(a) | (2.501) | (1.291) | (7.737) | (14.606) | (4.971) | (2.052) | (5.242) | (835) | (541) | (39.776) |
| Cessioni | (8.628) | (79) | (8.707) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 24.605 | 6.329 | 65.801 109.895 | 66.294 | 44.180 | 36.268 | 7.457 | 11.530 | 372.359 | |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 18.533 | 271 | 36.374 | 41.348 | 96.526 | |||||
| di cui: sviluppate | 12.959 | 271 | 4.678 | 41.348 | 59.256 | |||||
| non sviluppate | 5.574 | 31.696 | 37.270 | |||||||
| Acquisizioni | 5.480 | 42.179 | 47.659 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 4.087 | 5 | 3.595 | (274) | 7.413 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 545 | 545 | ||||||||
| Produzione(b) | (3.053) | (30) | (1.246) | (2.679) | (7.008) | |||||
| Cessioni | (1.798) | (1.798) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 18.314 | 246 | 44.203 | 42.179 | 38.395 | 143.337 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2022 | 24.605 | 24.643 | 66.047 109.895 | 110.497 | 44.180 | 78.447 | 45.852 | 11.530 | 515.696 | |
| Sviluppate | 19.681 | 18.604 | 19.209 | 77.358 | 67.290 | 44.180 | 22.550 | 43.897 | 6.321 | 319.090 |
| consolidate | 19.681 | 6.047 | 18.963 | 77.358 | 36.992 | 44.180 | 22.550 | 5.502 | 6.321 | 237.594 |
| joint venture e collegate | 12.557 | 246 | 30.298 | 38.395 | 81.496 | |||||
| Non sviluppate | 4.924 | 6.039 | 46.838 | 32.537 | 43.207 | 55.897 | 1.955 | 5.209 | 196.606 | |
| consolidate | 4.924 | 282 | 46.838 | 32.537 | 29.302 | 13.718 | 1.955 | 5.209 | 134.765 | |
| joint venture e collegate | 5.757 | 13.905 | 42.179 | 61.841 |
(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 5.904 Mscm. (b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 761 Mscm.
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 9.862 | 5.882 | 62.336 | 132.859 | 109.397 | 56.725 | 44.992 | 4.961 | 13.420 | 440.434 |
| di cui: sviluppate | 7.934 | 5.489 | 28.707 | 127.730 | 49.581 | 56.725 | 19.094 | 3.075 | 8.927 | 307.262 |
| non sviluppate | 1.928 | 393 | 33.629 | 5.129 | 59.816 | 25.898 | 1.886 | 4.493 | 133.172 | |
| Acquisizioni | 33 | 33 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 18.726 | 2.216 | 9.104 | (69) | (25.572) | (6.021) | 3.399 | 3.513 | (438) | 4.858 |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 141 | 360 | 5.276 | 49 | 5.826 | |||||
| Produzione(a) | (2.594) | (1.234) | (7.443) | (15.243) | (5.058) | (2.408) | (5.339) | (754) | (879) (40.952) | |
| Cessioni | (415) | (415) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 25.994 | 7.005 | 64.357 117.547 | 83.628 | 48.296 | 43.101 | 7.753 | 12.103 409.784 | ||
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 14.448 | 379 | 10.331 | 44.149 | 69.307 | |||||
| di cui: sviluppate | 11.756 | 379 | 4.830 | 44.149 | 61.114 | |||||
| non sviluppate | 2.692 | 5.501 | 8.193 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 6.624 | (76) | 26.930 | (328) | 33.150 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 797 | 797 | ||||||||
| Produzione(b) | (3.336) | (32) | (887) | (2.473) | (6.728) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 18.533 | 271 | 36.374 | 41.348 | 96.526 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2021 | 25.994 | 25.538 | 64.628 117.547 | 120.002 | 48.296 | 43.101 | 49.101 | 12.103 506.310 | ||
| Sviluppate | 20.635 | 19.808 | 22.390 103.519 | 54.479 | 48.287 | 27.501 | 47.284 | 7.525 351.428 | ||
| consolidate | 20.635 | 6.849 | 22.119 | 103.519 | 49.801 | 48.287 | 27.501 | 5.936 | 7.525 | 292.172 |
| joint venture e collegate | 12.959 | 271 | 4.678 | 41.348 | 59.256 | |||||
| Non sviluppate | 5.359 | 5.730 | 42.238 | 14.028 | 65.523 | 9 | 15.600 | 1.817 | 4.578 154.882 | |
| consolidate | 5.359 | 156 | 42.238 | 14.028 | 33.827 | 9 | 15.600 | 1.817 | 4.578 | 117.612 |
| joint venture e collegate | 5.574 | 31.696 | 37.270 |
(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 5.883 Mscm. (b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 420 Mscm.
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 21.298 | 7.398 | 77.532 | 146.993 | 116.195 | 55.747 | 38.203 | 6.785 | 14.350 | 484.501 |
| di cui: sviluppate | 18.592 | 6.840 | 38.927 | 135.274 | 52.609 | 55.743 | 19.403 | 5.282 | 9.118 | 341.788 |
| non sviluppate | 2.706 | 558 | 38.605 | 11.719 | 63.586 | 4 | 18.800 | 1.503 | 5.232 | 142.713 |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (8.155) | 132 | (7.347) | (1.834) | 238 | 3.902 | 10.086 | (925) | 13 | (3.890) |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 12 | 168 | 1.524 | 107 | 1.811 | |||||
| Produzione(a) | (3.281) | (1.648) | (7.861) | (12.468) | (7.036) | (2.924) | (4.821) | (1.006) | (943) (41.988) | |
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 9.862 | 5.882 | 62.336 132.859 | 109.397 | 56.725 | 44.992 | 4.961 | 13.420 440.434 | ||
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 21.869 | 388 | 8.155 | 46.661 | 77.073 | |||||
| di cui: sviluppate | 16.914 | 388 | 2.520 | 46.661 | 66.483 | |||||
| non sviluppate | 4.955 | 5.635 | 10.590 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (3.638) | 22 | 3.200 | (325) | (741) | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione(b) | (3.783) | (31) | (1.024) | (2.187) | (7.025) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 14.448 | 379 | 10.331 | 44.149 | 69.307 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2020 | 9.862 | 20.330 | 62.715 132.859 | 119.728 | 56.725 | 44.992 | 49.110 | 13.420 509.741 | ||
| Sviluppate | 7.934 | 17.245 | 29.086 127.730 | 54.411 | 56.725 | 19.094 | 47.224 | 8.927 368.376 | ||
| consolidate | 7.934 | 5.489 | 28.707 | 127.730 | 49.581 | 56.725 | 19.094 | 3.075 | 8.927 | 307.262 |
| joint venture e collegate | 11.756 | 379 | 4.830 | 44.149 | 61.114 | |||||
| Non sviluppate | 1.928 | 3.085 | 33.629 | 5.129 | 65.317 | 25.898 | 1.886 | 4.493 141.365 | ||
| consolidate | 1.928 | 393 | 33.629 | 5.129 | 59.816 | 25.898 | 1.886 | 4.493 | 133.172 | |
| joint venture e collegate | 2.692 | 5.501 | 8.193 | |||||||
(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 6.318 milioni di metri cubi.
(b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 441 milioni di metri cubi.
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 33.958 | 9.055 | 81.862 | 149.366 | 99.240 | 56.324 | 34.446 | 7.839 | 18.432 | 490.522 |
| di cui: sviluppate | 27.744 | 8.502 | 40.967 | 94.332 | 52.973 | 52.263 | 23.271 | 4.351 | 12.796 | 317.199 |
| non sviluppate | 6.214 | 553 | 40.895 | 55.034 | 46.267 | 4.061 | 11.175 | 3.488 | 5.636 | 173.323 |
| Acquisizioni | 207 | 207 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (8.770) | 104 | 7.547 | 13.223 | 21.166 | 2.238 | 2.954 | (656) | (3.055) | 34.751 |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 44 | 2.215 | 7.775 | 102 | 10.136 | |||||
| Produzione(a) | (3.890) | (1.805) | (11.877) | (15.596) | (5.928) | (2.815) | (5.612) | (691) | (1.027) (49.241) | |
| Cessioni(b) | (498) | (1.360) | (16) | (1.874) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 21.298 | 7.398 | 77.532 146.993 | 116.195 | 55.747 | 38.203 | 6.785 | 14.350 484.501 | ||
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 10.202 | 382 | 8.788 | 48.613 | 67.985 | |||||
| di cui: sviluppate | 7.816 | 382 | 1.633 | 48.613 | 58.444 | |||||
| non sviluppate | 2.386 | 7.155 | 9.541 | |||||||
| Acquisizioni | 11.472 | 11.472 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 2.136 | 41 | 373 | 33 | 2.583 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | (51) | (51) | ||||||||
| Produzione(c) | (1.885) | (35) | (1.006) | (1.985) | (4.911) | |||||
| Cessioni | (5) | (5) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 21.869 | 388 | 8.155 | 46.661 | 77.073 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2019 | 21.298 | 29.267 | 77.920 146.993 | 124.350 | 55.747 | 38.203 | 53.446 | 14.350 561.574 | ||
| Sviluppate | 18.592 | 23.754 | 39.315 135.274 | 55.129 | 55.743 | 19.403 | 51.943 | 9.118 408.271 | ||
| consolidate | 18.592 | 6.840 | 38.927 | 135.274 | 52.609 | 55.743 | 19.403 | 5.282 | 9.118 | 341.788 |
| joint venture e collegate | 16.914 | 388 | 2.520 | 46.661 | 66.483 | |||||
| Non sviluppate | 2.706 | 5.513 | 38.605 | 11.719 | 69.221 | 4 | 18.800 | 1.503 | 5.232 153.303 | |
| consolidate | 2.706 | 558 | 38.605 | 11.719 | 63.586 | 4 | 18.800 | 1.503 | 5.232 | 142.713 |
| joint venture e collegate | 4.955 | 5.635 | 10.590 |
(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 6.538 milioni di metri cubi.
(b) Include 498 milioni di metri cubi parte di un long term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or-pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
(c) Include volumi destinati all'autoconsumo per 315 milioni di metri cubi.
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 32.003 | 25.390 | 89.071 | 123.210 | 103.629 | 59.697 | 30.133 | 6.370 | 20.054 | 489.557 |
| di cui: sviluppate | 27.962 | 21.829 | 34.913 | 40.228 | 47.949 | 53.179 | 24.376 | 4.842 | 14.709 | 269.987 |
| non sviluppate | 4.041 | 3.561 | 54.158 | 82.982 | 55.680 | 6.518 | 5.757 | 1.528 | 5.345 | 219.570 |
| Acquisizioni | 1.966 | 1.966 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 3.914 | 1.402 | 6.217 | 63.365 | 647 | (632) | 2.293 | 1.266 | (441) | 78.031 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 2 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2.446 | 188 | 5.797 | 2.165 | 10.596 | |||||
| Produzione(a) | (4.405) | (4.599) | (13.426) | (12.594) | (5.224) | (2.741) | (5.693) | (1.231) | (1.181) (51.094) | |
| Cessioni | (13.140) | (24.615) | (50) | (731) | (38.536) | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 33.958 | 9.055 | 81.862 149.366 | 99.240 | 56.324 | 34.446 | 7.839 | 18.432 490.522 | ||
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 371 | 9.879 | 41 | 51.505 | 61.796 | |||||
| di cui: sviluppate | 371 | 2.348 | 41 | 51.505 | 54.265 | |||||
| non sviluppate | 7.531 | 7.531 | ||||||||
| Acquisizioni | 10.202 | 10.202 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 57 | (169) | (601) | (713) | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione(b) | (46) | (922) | (22) | (2.291) | (3.281) | |||||
| Cessioni | (19) | (19) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 10.202 | 382 | 8.788 | 48.613 | 67.985 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2018 | 33.958 | 19.257 | 82.244 149.366 | 108.028 | 56.324 | 34.446 | 56.452 | 18.432 558.507 | ||
| Sviluppate | 27.744 | 16.318 | 41.349 | 94.332 | 54.606 | 52.263 | 23.271 | 52.964 | 12.796 375.643 | |
| consolidate | 27.744 | 8.502 | 40.967 | 94.332 | 52.973 | 52.263 | 23.271 | 4.351 | 12.796 | 317.199 |
| joint venture e collegate | 7.816 | 382 | 1.633 | 48.613 | 58.444 | |||||
| Non sviluppate | 6.214 | 2.939 | 40.895 | 55.034 | 53.422 | 4.061 | 11.175 | 3.488 | 5.636 182.864 | |
| consolidate | 6.214 | 553 | 40.895 | 55.034 | 46.267 | 4.061 | 11.175 | 3.488 | 5.636 | 173.323 |
| joint venture e collegate | 2.386 | 7.155 | 9.541 |
(a) Include volumi destinati all'autoconsumo per 6.287 milioni di metri cubi.
(b) Include volumi destinati all'autoconsumo per 239 milioni di metri cubi.
| (migliaia di boe/giorno) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| SOCIETÀ CONSOLIDATE | |||||
| Italia | 82 | 83 | 107 | 123 | 138 |
| Resto d'Europa | 44 | 41 | 52 | 55 | 194 |
| Croazia | 2 | ||||
| Norvegia | 134 | ||||
| Regno Unito | 44 | 41 | 52 | 55 | 58 |
| Africa Settentrionale | 264 | 259 | 255 | 379 | 392 |
| Algeria | 95 | 85 | 81 | 83 | 85 |
| Libia | 165 | 168 | 168 | 291 | 302 |
| Tunisia | 4 | 6 | 6 | 5 | 5 |
| Egitto | 346 | 360 | 291 | 354 | 300 |
| Africa Sub-Sahariana | 230 | 291 | 345 | 363 | 337 |
| Angola | 57 | 101 | 100 | 113 | 127 |
| Congo | 78 | 70 | 73 | 87 | 92 |
| Ghana | 32 | 36 | 41 | 42 | 18 |
| Nigeria | 63 | 84 | 131 | 121 | 100 |
| Kazakhstan | 126 | 146 | 163 | 150 | 143 |
| Resto dell'Asia | 174 | 177 | 176 | 179 | 177 |
| Cina | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Emirati Arabi Uniti | 60 | 51 | 48 | 51 | 40 |
| Indonesia | 62 | 61 | 48 | 59 | 71 |
| Iraq | 31 | 37 | 45 | 41 | 34 |
| Pakistan | 11 | 11 | 15 | 19 | 20 |
| Timor Leste | 4 | 9 | 10 | ||
| Turkmenistan | 5 | 7 | 9 | 8 | 11 |
| America | 74 | 67 | 75 | 68 | 75 |
| Ecuador | 6 | 12 | |||
| Messico | 17 | 14 | 14 | 4 | |
| Stati Uniti | 57 | 53 | 61 | 58 | 56 |
| Trinidad e Tobago | 7 | ||||
| Australia e Oceania | 10 | 16 | 17 | 28 | 23 |
| Australia | 10 | 16 | 17 | 28 | 23 |
| 1.350 | 1.440 | 1.481 | 1.699 | 1.779 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||
| Angola | 53 | 19 | 23 | 23 | 19 |
| Indonesia | 1 | ||||
| Mozambico | 6 | ||||
| Norvegia | 145 | 172 | 185 | 108 | |
| Tunisia | 3 | 3 | 2 | 3 | 4 |
| Venezuela | 53 | 48 | 42 | 38 | 48 |
| 260 | 242 | 252 | 172 | 72 | |
Totale 1.610 1.682 1.733 1.871 1.851 (a) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (124, 116, 124, 124 e 119 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2022, 2021, 2020, 2019 e 2018).
(b) Con effetto 1° gennaio 2022, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00671 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00665 barili di petrolio). L'effetto sulla produzione dell'esercizio 2022 è di 8 mila boe/giorno.
(c) Con effetto 1° gennaio 2020, il coefficiente di conversione da metri cubi a boe del gas naturale è stato aggiornato in 1 mc = 0,00665 barili di petrolio (in precedenza 1 mc = 0,00653 barili di petrolio). L'effetto sulla produzione dell'esercizio 2020 è di 16 mila boe/giorno.
(d) Il dato del 2019 include circa 10 mila boe/giorno, prevalentemente gas, per i quali il buyer, società petrolifera di Stato, ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione della clausola take-or-pay nell'ambito di un contratto di fornitura long-term ed è altamente probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo dei volumi prepagati (make up) nei termini contrattuali. Il corrispettivo ricevuto è stato rilevato nei financial statements come un ricavo in base allo IFRS 15 avendo Eni perfezionato la propria performance obligation. Nelle disclosure Oil & Gas preparate in base allo SFAS 69, tale volume è classificato nei movimenti delle riserve al 31.12.2019 come cessione e il relativo ricavo è escluso dai risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il calcolo degli indicatori prezzo per boe e operating cost per boe è unaffected da tale transazione.
Produzione di petrolio e condensati
| (migliaia di barili/giorno) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| SOCIETÀ CONSOLIDATE | |||||
| Italia | 36 | 36 | 47 | 53 | 60 |
| Resto d'Europa | 20 | 19 | 23 | 23 | 113 |
| Norvegia | 89 | ||||
| Regno Unito | 20 | 19 | 23 | 23 | 24 |
| Africa Settentrionale | 122 | 124 | 112 | 166 | 154 |
| Algeria | 62 | 54 | 53 | 62 | 65 |
| Libia | 58 | 67 | 56 | 101 | 86 |
| Tunisia | 2 | 3 | 3 | 3 | 3 |
| Egitto | 77 | 82 | 64 | 75 | 77 |
| Africa Sub-Sahariana | 139 | 198 | 218 | 249 | 244 |
| Angola | 52 | 91 | 89 | 102 | 111 |
| Congo | 40 | 44 | 49 | 59 | 65 |
| Ghana | 16 | 20 | 24 | 24 | 15 |
| Nigeria | 31 | 43 | 56 | 64 | 53 |
| Kazakhstan | 88 | 102 | 110 | 100 | 94 |
| Resto dell'Asia | 78 | 80 | 88 | 86 | 77 |
| Cina | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Emirati Arabi Uniti | 56 | 47 | 46 | 49 | 39 |
| Indonesia | 1 | 1 | 1 | 2 | 3 |
| Iraq | 15 | 24 | 31 | 27 | 28 |
| Timor Leste | 1 | 1 | 2 | ||
| Turkmenistan | 4 | 6 | 7 | 7 | 6 |
| America | 59 | 53 | 57 | 55 | 52 |
| Ecuador | 6 | 12 | |||
| Messico | 14 | 11 | 12 | 4 | |
| Stati Uniti | 45 | 42 | 45 | 45 | 40 |
| Australia e Oceania | 2 | 2 | |||
| Australia | 2 | 2 | |||
| 619 | 694 | 719 | 809 | 873 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||
| Angola | 36 | 3 | 4 | 4 | 3 |
| Norvegia | 89 | 111 | 116 | 74 | |
| Tunisia | 3 | 3 | 2 | 3 | 3 |
| Venezuela | 4 | 2 | 2 | 3 | 8 |
| 132 | 119 | 124 | 84 | 14 | |
| Totale | 751 | 813 | 843 | 893 | 887 |
Produzione di gas naturale
| (migliaia di metri cubi/giorno) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| SOCIETÀ CONSOLIDATE | |||||
| Italia | 6,9 | 7,1 | 9,0 | 10,7 | 12,1 |
| Resto d'Europa | 3,5 | 3,4 | 4,5 | 4,9 | 12,6 |
| Croazia | 0,3 | ||||
| Norvegia | 6,9 | ||||
| Regno Unito | 3,5 | 3,4 | 4,5 | 4,9 | 5,4 |
| Africa Settentrionale | 21,2 | 20,4 | 21,4 | 32,5 | 36,8 |
| Algeria | 4,8 | 4,7 | 4,3 | 3,2 | 3,0 |
| Libia | 16,1 | 15,3 | 16,8 | 29,0 | 33,4 |
| Tunisia | 0,3 | 0,4 | 0,3 | 0,3 | 0,4 |
| Egitto | 40,0 | 41,8 | 34,1 | 42,7 | 34,5 |
| Africa Sub-Sahariana | 13,6 | 13,9 | 19,2 | 17,6 | 14,3 |
| Angola | 0,8 | 1,6 | 1,6 | 1,9 | 2,4 |
| Congo | 5,6 | 3,8 | 3,7 | 4,2 | 4,3 |
| Ghana | 2,4 | 2,4 | 2,5 | 2,8 | 0,5 |
| Nigeria | 4,8 | 6,1 | 11,4 | 8,7 | 7,1 |
| Kazakhstan | 5,6 | 6,6 | 8,0 | 7,7 | 7,5 |
| Resto dell'Asia | 14,4 | 14,6 | 13,2 | 14,2 | 15,6 |
| Emirati Arabi Uniti | 0,6 | 0,4 | 0,3 | 0,2 | 0,1 |
| Indonesia | 9,2 | 9,1 | 7,0 | 8,7 | 10,7 |
| Iraq | 2,3 | 2,0 | 2,2 | 2,2 | 1,0 |
| Pakistan | 1,6 | 1,7 | 2,2 | 2,9 | 3,0 |
| Timor Leste | 0,5 | 1,2 | 1,3 | ||
| Turkmenistan | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,8 |
| America | 2,3 | 2,0 | 2,7 | 1,9 | 3,4 |
| Messico | 0,5 | 0,4 | 0,3 | 0,1 | |
| Stati Uniti | 1,8 | 1,6 | 2,4 | 1,8 | 2,4 |
| Trinidad e Tobago | 1,0 | ||||
| Australia e Oceania | 1,5 | 2,4 | 2,6 | 4,0 | 3,2 |
| Australia | 1,5 | 2,4 | 2,6 | 4,0 | 3,2 |
| 109,0 | 112,2 | 114,7 | 136,2 | 140,0 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||
| Angola | 2,4 | 2,4 | 2,8 | 2,8 | 2,5 |
| Mozambico | 0,9 | ||||
| Indonesia | 0,1 | ||||
| Norvegia | 8,4 | 9,1 | 10,3 | 5,2 | |
| Tunisia | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Venezuela | 7,3 | 6,8 | 6,0 | 5,4 | 6,3 |
| 19,1 | 18,4 | 19,2 | 13,5 | 9,0 | |
| Totale | 128,1 | 130,6 | 133,9 | 149,7 | 149,0 |
Produzione venduta di idrocarburi
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di idrocarburi (milioni di boe) |
587,8 | 613,7 | 634,3 | 683,0 | 675,6 |
| Variazione rimanenze/altre | (10,7) | (4,6) | (13,7) | (7,0) | (7,1) |
| Autoconsumi di idrocarburi | (45,1) | (42,4) | (45,4) | (45,4) | (43,5) |
| Produzione venduta di idrocarburi(a) | 532,0 | 566,7 | 575,2 | 630,6 | 625,0 |
| Petrolio e condensati (milioni di barili) |
269,6 | 294,9 | 300,1 | 325,4 | 320,0 |
| - di cui al settore R&M | 171,0 | 183,6 | 201,6 | 216,2 | 221,3 |
| Gas naturale (miliardi di metri cubi) |
39,1 | 40,9 | 41,4 | 46,7 | 47,2 |
| - di cui al settore GGP | 6,2 | 6,7 | 7,7 | 8,5 | 9,9 |
(a) Include 84,5 milioni di boe di produzione venduta dalle società in joint venture e collegate nel 2022 (83,3, 86,3, 60,8 e 25,1 milioni di di boe nel 2021, 2020, 2019 e 2018, rispettivamente).
Principali aree sviluppate e non sviluppate al 31 dicembre 2022
| Inizio operazioni |
Numero titoli |
Sup. lorda sviluppata(a)(b) |
Sup. netta sviluppata(a)(b) |
Sup. lorda non sviluppata(a) |
Sup. netta non sviluppata(a) |
Tipo di giacimenti/ superficie |
Numero di giacimenti in produzione |
Numero di giacimenti non in produzione |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EUROPA | 302 | 14.635 | 8.137 | 54.096 | 25.495 | 65 | 42 | ||
| Italia | 1926 | 113 | 7.993 | 6.698 | 4.966 | 4.186 | Onshore/Offshore | 55 | 35 |
| Resto d'Europa | 189 | 6.642 | 1.439 | 49.130 | 21.309 | 10 | 7 | ||
| Albania | 2020 | 1 | 587 | 587 | Onshore | ||||
| Cipro | 2013 | 7 | 25.474 | 13.988 | Offshore | 2 | |||
| Groenlandia | 2013 | Offshore | |||||||
| Montenegro | 2016 | Offshore | |||||||
| Norvegia | 1965 | 147 | 5.723 | 815 | 21.789 | 5.871 | Offshore | ||
| Regno Unito | 1964 | 34 | 919 | 624 | 1.280 | 863 | Offshore | 10 | 5 |
| AFRICA | 293 | 51.139 | 14.207 | 232.739 | 103.189 | 192 | 145 | ||
| Africa Settentrionale | 81 | 16.820 | 7.773 | 104.546 | 35.307 | 80 | 68 | ||
| Algeria | 1981 | 54 | 11.561 | 5.332 | 6.915 | 3.388 | Onshore | 48 | 46 |
| Libia | 1959 | 14 | 1.963 | 958 | 78.085 | 23.686 | Onshore/Offshore | 11 | 15 |
| Marocco | 2016 | 1 | 16.730 | 7.529 | Offshore | ||||
| Tunisia | 1961 | 12 | 3.296 | 1.483 | 2.816 | 704 | Onshore/Offshore | 21 | 7 |
| Egitto | 1954 | 55 | 5.022 | 1.789 | 15.179 | 5.314 | Onshore/Offshore | 35 | 22 |
| Africa Sub-Sahariana | 157 | 29.297 | 4.645 | 113.014 | 62.568 | 77 | 55 | ||
| Angola | 1980 | 82 | 10.863 | 907 | 30.544 | 5.609 | Onshore/Offshore | ||
| Congo | 1968 | 19 | 971 | 586 | 1.320 | 713 | Onshore/Offshore | 14 | 5 |
| Costa d'Avorio | 2015 | 6 | 4.523 | 4.000 | Offshore | 2 | |||
| Gabon | 2008 | 3 | 2.931 | 2.931 | Onshore/Offshore | 1 | |||
| Ghana | 2009 | 3 | 226 | 100 | 930 | 395 | Offshore | 1 | 1 |
| Kenya | 2012 | 6 | 50.677 | 41.892 | Offshore | ||||
| Mozambico | 2007 | 8 | 719 | 180 | 13.883 | 3.688 | Offshore | 1 | 5 |
| Nigeria | 1962 | 30 | 16.518 | 2.872 | 8.206 | 3.340 | Onshore/Offshore | 61 | 41 |
| Sudafrica | 2014 | Offshore | |||||||
| ASIA | 55 | 10.926 | 3.238 | 256.816 | 142.347 | 15 | 24 | ||
| Kazakhstan | 1992 | 7 | 2.391 | 442 | 3.853 | 1.505 | Onshore/Offshore | 2 | 3 |
| Resto dell'Asia | 48 | 8.535 | 2.796 | 252.963 | 140.842 | 13 | 21 | ||
| Cina | 1984 | 3 | 62 | 10 | Offshore | 2 | |||
| Emirati Arabi Uniti | 2018 | 12 | 3.017 | 251 | 29.603 | 18.411 | Onshore/Offshore | 4 | 9 |
| Indonesia | 2001 | 13 | 3.770 | 1.787 | 14.465 | 10.319 | Onshore/Offshore | 3 | 8 |
| Iraq | 2009 | 1 | 1.074 | 446 | Onshore | 1 | |||
| Libano | 2018 | 2 | 3.653 | 1.461 | Offshore | ||||
| Myanmar | 2014 | Onshore/Offshore | |||||||
| Oman | 2017 | 3 | 102.016 | 58.955 | Offshore | ||||
| Qatar | 2022 | 1 | 1.206 | 38 | 1 | ||||
| Russia | 2007 | 2 | 53.930 | 17.975 | Offshore | ||||
| Timor Leste | 2006 | 4 | 412 | 122 | 2.200 | 1.806 | Offshore | 1 | 3 |
| Turkmenistan | 2008 | 1 | 200 | 180 | Offshore | 2 | |||
| Vietnam | 2013 | 5 | 31.290 | 28.633 | Offshore | ||||
| Altri Paesi | 1 | 14.600 | 3.244 | Offshore | |||||
| AMERICA | 98 | 2.230 | 1.046 | 14.570 | 8.140 | 38 | 10 | ||
| Messico | 2015 | 10 | 34 | 34 | 5.436 | 3.073 | Offshore | 2 | 4 |
| Stati Uniti | 1968 | 76 | 935 | 515 | 280 | 139 | Onshore/Offshore | 33 | 4 |
| Venezuela | 1998 | 6 | 1.261 | 497 | 1.543 | 569 | Onshore/Offshore | 3 | 1 |
| Altri Paesi | 6 | 7.311 | 4.359 | Offshore | 1 | ||||
| AUSTRALIA E OCEANIA | 4 | 728 | 634 | 2.608 | 2.117 | 1 | 1 | ||
| Australia | 2001 | 4 | 728 | 634 | 2.608 | 2.117 | Offshore | 1 | 1 |
| Totale | 752 | 79.658 | 27.262 | 560.829 | 281.288 | 311 | 222 |
(a) Chilometri quadrati.
(b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell'area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.
Superficie netta sviluppata e non sviluppata
| (chilometri quadrati) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Europa | 33.632 | 39.858 | 39.841 | 38.028 | 46.332 | |
| Italia | 10.884 | 12.118 | 13.632 | 13.732 | 14.987 | |
| Resto d'Europa | 22.748 | 27.740 | 26.209 | 24.296 | 31.345 | |
| Africa | 117.396 | 128.186 | 129.167 | 163.625 | 165.699 | |
| Africa Settentrionale | 43.080 | 27.775 | 31.033 | 31.873 | 33.932 | |
| Egitto | 7.103 | 6.776 | 7.384 | 7.613 | 5.248 | |
| Africa Sub-Sahariana | 67.213 | 93.635 | 90.750 | 124.139 | 126.519 | |
| Asia | 145.585 | 155.482 | 154.845 | 142.696 | 181.414 | |
| Kazakhstan | 1.947 | 1.947 | 1.947 | 2.160 | 1.543 | |
| Resto dell'Asia | 143.638 | 153.535 | 152.898 | 140.536 | 179.871 | |
| America | 9.186 | 9.270 | 9.719 | 10.703 | 9.303 | |
| Australia e Oceania | 2.751 | 2.705 | 2.877 | 2.802 | 3.757 | |
| Totale | 308.550 | 335.501 | 336.449 | 357.854 | 406.505 |
Prezzi medi di realizzo
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio e condensati (\$/barile) |
CONS | JV | CONS | JV | CONS | JV | CONS | JV | CONS | JV |
| Italia | 67,07 | 61,26 | 34,58 | 55,55 | 61,58 | |||||
| Resto d'Europa | 93,94 | 97,51 | 70,60 | 66,72 | 32,82 | 35,23 | 58,92 | 58,88 | 64,51 | |
| Africa Settentrionale | 92,11 | 17,82 | 68,03 | 17,89 | 38,33 | 18,16 | 57,91 | 18,06 | 65,95 | 17,92 |
| Egitto | 87,64 | 63,53 | 36,66 | 54,78 | 62,97 | |||||
| Africa Sub-Sahariana | 103,96 | 85,71 | 69,12 | 44,41 | 39,99 | 17,13 | 63,45 | 23,72 | 68,76 | 39,48 |
| Kazakhstan | 86,94 | 66,92 | 37,37 | 59,06 | 66,78 | |||||
| Resto dell'Asia | 94,13 | 68,39 | 37,69 | 62,81 | 68,35 | 49,86 | ||||
| America | 92,03 | 88,39 | 61,93 | 57,75 | 33,03 | 27,20 | 54,00 | 59,94 | 57,22 | 54,86 |
| Australia e Oceania | 60,89 | 58,76 | 17,45 | 52,93 | 68,72 | |||||
| 92,41 | 92,97 | 66,91 | 65,10 | 37,56 | 34,21 | 59,62 | 55,93 | 65,79 | 45,19 |
| Gas naturale | (\$/migliaia di metri cubi) | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 718,03 | 546,73 | 111,83 | 177,86 | 295,65 | ||||||
| Resto d'Europa | 1.067,76 | 1.096,27 | 556,69 | 534,00 | 110,08 | 114,89 | 174,93 | 179,03 | 282,31 | ||
| Africa Settentrionale | 371,81 | 341,73 | 226,87 | 206,08 | 152,83 | 222,44 | 219,47 | 255,57 | 175,73 | 126,57 | |
| Egitto | 194,23 | 167,37 | 168,81 | 180,74 | 171,36 | ||||||
| Africa Sub-Sahariana | 176,50 | 1.193,86 | 152,55 | 518,58 | 97,69 | 139,08 | 103,98 | 217,50 | 84,14 | 335,70 | |
| Kazakhstan | 24,33 | 19,10 | 24,43 | 28,73 | 27,08 | ||||||
| Resto dell'Asia | 373,64 | 219,38 | 144,63 | 209,86 | 215,94 | 329,36 | |||||
| America | 228,82 | 168,34 | 143,52 | 152,55 | 74,34 | 154,48 | 86,99 | 152,78 | 83,93 | 151,10 | |
| Australia e Oceania | 144,78 | 150,20 | 135,57 | 155,98 | 169,65 | ||||||
| 304,18 | 702,14 | 209,62 | 378,29 | 133,07 | 131,94 | 174,58 | 174,64 | 182,80 | 197,55 |
| Idrocarburi | (\$/boe) | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 87,98 | 72,42 | 25,28 | 40,24 | 53,01 | ||||||
| Resto d'Europa | 128,03 | 121,12 | 78,48 | 71,19 | 23,94 | 29,17 | 39,84 | 49,76 | 56,07 | ||
| Africa Settentrionale | 73,29 | 19,31 | 51,51 | 18,69 | 30,28 | 19,36 | 44,86 | 19,39 | 43,34 | 18,14 | |
| Egitto | 42,64 | 34,18 | 28,03 | 33,67 | 36,22 | ||||||
| Africa Sub-Sahariana | 83,12 | 108,43 | 58,24 | 70,02 | 32,06 | 19,97 | 53,08 | 30,84 | 58,59 | 48,79 | |
| Kazakhstan | 64,59 | 49,37 | 27,22 | 42,21 | 46,98 | ||||||
| Resto dell'Asia | 76,85 | 51,48 | 31,31 | 50,31 | 50,98 | 50,64 | |||||
| America | 83,45 | 29,27 | 55,66 | 24,99 | 29,57 | 23,39 | 48,37 | 25,67 | 46,63 | 28,59 | |
| Australia e Oceania | 22,25 | 23,03 | 20,35 | 26,32 | 28,99 | ||||||
| 69,07 | 98,29 | 49,82 | 61,11 | 29,20 | 27,33 | 43,73 | 41,71 | 48,04 | 33,63 | ||
| Gruppo Eni | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||||||
| Petrolio e condensati (\$/barile) | 92,49 | 66,62 | 37,06 | 59,26 | 65,47 |
Gas Naturale (\$/migliaia di metri cubi) 366,58 234,77 132,95 174,59 183,74 Idrocarburi (\$/boe) 73,98 51,49 28,92 43,54 47,48
Perforazione esplorativa
| Pozzi completati(a) | Pozzi in progress(b) | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | 2022 | |||||||
| (numero) | Successo commerciale Sterili(c) |
Successo commerciale Sterili(c) |
Successo commerciale Sterili(c) |
Successo commerciale Sterili(c) |
Successo commerciale Sterili(c) |
Totale In quota Eni | ||||||
| Italia | 0,5 | 1,8 | ||||||||||
| Resto d'Europa | 0,4 | 1,2 | 0,1 | 0,3 | 0,8 | 0,4 | 0,3 | 1,4 | 0,5 | 26,0 | 6,7 | |
| Africa Settentrionale | 1,0 | 4,0 | 0,5 | 1,5 | 0,5 | 0,5 | 9,0 | 6,0 | ||||
| Egitto | 4,4 | 4,3 | 5,0 | 5,0 | 0,7 | 1,5 | 4,5 | 1,5 | 1,7 | 1,5 | 12,0 | 10,3 |
| Africa Sub-sahariana | 3,7 | 2,4 | 1,1 | 0,4 | 0,1 | 0,9 | 0,5 | 0,9 | 0,4 | 39,0 | 19,7 | |
| Kazakhstan | 1,1 | |||||||||||
| Resto dell'Asia | 0,7 | 1,0 | 0,7 | 1,0 | 0,8 | 0,9 | 1,7 | 2,2 | 2,6 | 13,0 | 5,7 | |
| America | 0,7 | 0,6 | 4,0 | 3,0 | 1,9 | |||||||
| Australia e Oceania | 0,5 | 1,0 | 0,3 | |||||||||
| 10,2 | 12,9 | 7,0 | 7,4 | 2,9 | 6,9 | 5,8 | 6,5 | 10,1 | 5,1 | 103,0 | 50,6 |
Perforazione di sviluppo
| Pozzi in progress | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | 2021 | 2020 2019 |
2018 | 2022 | ||||||||
| (numero) | Produttivi Sterili(c) | Produttivi Sterili(c) | Produttivi Sterili(c) | Produttivi Sterili(c) | Produttivi Sterili(c) | Totale In quota Eni | ||||||
| Italia | 1,0 | 3,0 | 3,0 | |||||||||
| Resto d'Europa | 4,6 | 4,8 | 2,8 | 3,3 | 2,8 | 0,3 | 8,0 | 3,7 | ||||
| Africa Settentrionale | 5,7 | 0,5 | 2,5 | 4,3 | 5,0 | 1,1 | 9,6 | 0,5 | 1,0 | 0,5 | ||
| Egitto | 19,9 | 17,0 | 0,8 | 23,2 | 33,5 | 30,7 | 5,0 | 2,3 | ||||
| Africa Sub-sahariana | 8,5 | 3,8 | 1,2 | 7,0 | 7,3 | 0,1 | 17,0 | 3,0 | ||||
| Kazakhstan | 0,6 | 0,3 | 0,9 | 0,9 | ||||||||
| Resto dell'Asia | 22,1 | 14,9 | 23,2 | 0,4 | 27,3 | 2,2 | 21,9 | 8,0 | 3,9 | |||
| America | 8,2 | 3,9 | 2,0 | 2,1 | 2,3 | 1,0 | 0,1 | |||||
| Australia e Oceania | 0,8 | |||||||||||
| 70,6 | 0,5 | 46,9 | 0,8 | 57,0 | 0,4 | 82,1 | 3,3 | 79,3 | 0,9 | 40,0 | 13,5 |
Pozzi produttivi(d)
| 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio | Gas naturale | |||||||
| (numero) | Totali | In quota Eni | Totali | In quota Eni | ||||
| Italia | 156,0 | 130,0 | 331,0 | 292,4 | ||||
| Resto d'Europa | 635,0 | 105,0 | 223,0 | 49,1 | ||||
| Africa Settentrionale | 627,0 | 263,8 | 138,0 | 74,9 | ||||
| Egitto | 1.253,0 | 533,5 | 145,0 | 44,7 | ||||
| Africa Sub-Sahariana | 2.639,0 | 480,1 | 175,0 | 26,1 | ||||
| Kazakhstan | 209,0 | 57,2 | 1,0 | 0,3 | ||||
| Resto dell'Asia | 1.004,0 | 349,4 | 108,0 | 45,6 | ||||
| America | 269,0 | 144,4 | 285,0 | 81,8 | ||||
| Australia e Oceania | 2,0 | 2,0 | ||||||
| 6.792,0 | 2.063,4 | 1.408,0 | 616,9 |
(a) Numero di pozzi in quota Eni.
(b) Includono i pozzi temporaneamente sospesi e in attesa di valutazione.
(c) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento.
(d) Include 1.089 (306,4 in quota Eni) pozzi dove insistono più completamenti sullo stesso foro (pozzi a completamento multiplo). L'attività perforativa a completamento multiplo consente di produrre temporaneamente da diverse formazioni di idrocarburi mineralizzate a petrolio e gas attraverso un unico pozzo.
Risultato delle attività di ricerca e produzione di idrocarburi(a)
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto | dell'Asia America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.952 | 1.854 | 2.095 | 4.434 | 1.602 | 2.982 | 1.683 | 3 | 16.605 | |
| - vendite a terzi | 329 | 23 | 3.946 | 4.897 | 1.216 | 1.001 | 837 | 307 | 72 | 12.628 |
| Totale ricavi | 2.281 | 1.877 | 6.041 | 4.897 | 5.650 | 2.603 | 3.819 | 1.990 | 75 | 29.233 |
| Costi di produzione | (387) | (189) | (486) | (484) | (871) | (241) | (326) | (410) | (21) | (3.415) |
| Costi di trasporto | (3) | (42) | (50) | (5) | (29) | (147) | (3) | (16) | (295) | |
| Imposte sulla produzione | (286) | (330) | (478) | (421) | (63) | (1.578) | ||||
| Costi di ricerca | (11) | (25) | (162) | (106) | (150) | (6) | (123) | (21) | (1) | (605) |
| Ammortamenti e svalutazioni(b) | (449) | (158) | (839) | (1.156) | (1.488) | (434) | (727) | (707) | (90) | (6.048) |
| Altri (oneri) proventi | (1.987) | (98) | 1.955 | (378) | (196) | (127) | (292) | 2 | (4) | (1.125) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(842) | 1.365 | 6.129 | 2.768 | 2.438 | 1.648 | 1.927 | 775 | (41) | 16.167 |
| Imposte sul risultato | 337 | (665) | (2.740) | (1.192) | (979) | (524) | (1.457) | (41) | 47 | (7.214) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
(505) | 700 | 3.389 | 1.576 | 1.459 | 1.124 | 470 | 734 | 6 | 8.953 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 2.937 | 572 | 3.509 | |||||||
| - vendite a terzi | 3.039 | 14 | 1.327 | 533 | 4.913 | |||||
| Totale ricavi | 5.976 | 14 | 1.899 | 533 | 8.422 | |||||
| Costi di produzione | (567) | (6) | (244) | (24) | (841) | |||||
| Costi di trasporto | (131) | (1) | (9) | (141) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (2) | (15) | (123) | (140) | ||||||
| Costi di ricerca | (44) | (7) | (13) | (64) | ||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1.121) | (6) | (628) | (1) | (63) | (1.819) | ||||
| Altri (oneri) proventi | (64) | (271) | 1 | (234) | (568) | |||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
4.049 | (1) | 725 | (13) | 89 | 4.849 | ||||
| Imposte sul risultato | (3.076) | 3 | (21) | (105) | (3.199) | |||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
973 | 2 | 704 | (13) | (16) | 1.650 |
(a) I risultati delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attività comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamente indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l'aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l'impresa opera all'utile, ante imposte, derivante dalle attività di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l'onere tributario viene assolto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil. (b) Include svalutazioni nette per €279 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.680 | 790 | 1.133 | 3.782 | 1.391 | 2.020 | 734 | 4 | 11.534 | |
| - vendite a terzi | 36 | 2.602 | 3.637 | 930 | 704 | 380 | 351 | 108 | 8.748 | |
| Totale ricavi | 1.680 | 826 | 3.735 | 3.637 | 4.712 | 2.095 | 2.400 | 1.085 | 112 | 20.282 |
| Costi di produzione | (326) | (147) | (581) | (399) | (816) | (211) | (251) | (288) | (17) | (3.036) |
| Costi di trasporto | (4) | (35) | (45) | (10) | (20) | (150) | (5) | (11) | (280) | |
| Imposte sulla produzione | (128) | (192) | (379) | (230) | (28) | (957) | ||||
| Costi di ricerca | (16) | (72) | (27) | (47) | (238) | (1) | (135) | (21) | (1) | (558) |
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (31) | (196) | (357) | (990) | (1.468) | (431) | (665) | (243) | (69) | (4.450) |
| Altri (oneri) proventi | (395) | 11 | 557 | (310) | (330) | (120) | (173) | (132) | (2) | (894) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
780 | 387 | 3.090 | 1.881 | 1.461 | 1.182 | 941 | 362 | 23 | 10.107 |
| Imposte sul risultato | (198) | (156) | (1.450) | (848) | (708) | (394) | (739) | (17) | (15) | (4.525) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
582 | 231 | 1.640 | 1.033 | 753 | 788 | 202 | 345 | 8 | 5.582 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.831 | 1.831 | ||||||||
| - vendite a terzi | 1.756 | 12 | 365 | 367 | 2.500 | |||||
| Totale ricavi | 3.587 | 12 | 365 | 367 | 4.331 | |||||
| Costi di produzione | (388) | (6) | (25) | (15) | (434) | |||||
| Costi di trasporto | (140) | (1) | (12) | (153) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (2) | (112) | (88) | (202) | ||||||
| Costi di ricerca | (35) | (35) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (879) | (3) | 42 | (154) | (994) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (287) | (158) | (1) | (197) | (643) | |||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
1.858 | 100 | (1) | (87) | 1.870 | |||||
| Imposte sul risultato | (1.237) | (66) | (1.303) | |||||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
621 | 100 | (1) | (153) | 567 |
(a) Include rivalutazioni nette per €1.263 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 799 | 334 | 616 | 2.315 | 788 | 1.333 | 434 | 1 | 6.620 | |
| - vendite a terzi | 53 | 1.610 | 2.478 | 784 | 547 | 179 | 204 | 109 | 5.964 | |
| Totale ricavi | 799 | 387 | 2.226 | 2.478 | 3.099 | 1.335 | 1.512 | 638 | 110 | 12.584 |
| Costi di produzione | (332) | (139) | (371) | (367) | (782) | (246) | (236) | (272) | (17) | (2.762) |
| Costi di trasporto | (4) | (30) | (39) | (11) | (21) | (164) | (4) | (12) | (285) | |
| Imposte sulla produzione | (111) | (135) | (295) | (133) | (13) | (687) | ||||
| Costi di ricerca | (19) | (14) | (124) | (56) | (77) | (3) | (104) | (112) | (1) | (510) |
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (1.149) | (252) | (1.158) | (848) | (2.187) | (454) | (1.070) | (678) | (65) | (7.861) |
| Altri (oneri) proventi | (255) | (45) | (360) | (204) | 25 | (153) | (90) | (71) | 6 | (1.147) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(1.071) | (93) | 39 | 992 | (238) | 315 | (125) | (520) | 33 | (668) |
| Imposte sul risultato | 219 | 69 | (671) | (519) | (33) | (134) | (193) | 86 | (11) | (1.187) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
(852) | (24) | (632) | 473 | (271) | 181 | (318) | (434) | 22 | (1.855) |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 862 | 862 | ||||||||
| - vendite a terzi | 782 | 10 | 131 | 307 | 1.230 | |||||
| Totale ricavi | 1.644 | 10 | 131 | 307 | 2.092 | |||||
| Costi di produzione | (350) | (7) | (23) | (18) | (398) | |||||
| Costi di trasporto | (161) | (1) | (11) | (173) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (2) | (3) | (76) | (81) | ||||||
| Costi di ricerca | (35) | (35) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1.163) | (1) | (69) | (50) | (1.283) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (90) | (1) | (35) | (2) | (146) | (274) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(155) | (2) | (10) | (2) | 17 | (152) | ||||
| Imposte sul risultato | 469 | 1 | (29) | 441 | ||||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
314 | (1) | (10) | (2) | (12) | 289 |
(a) Include svalutazioni nette per €1.865 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.493 | 618 | 1.081 | 4.576 | 1.195 | 2.367 | 825 | 5 | 12.160 | |
| - vendite a terzi | 30 | 4.084 | 3.715 | 944 | 766 | 149 | 180 | 227 | 10.095 | |
| Totale ricavi | 1.493 | 648 | 5.165 | 3.715 | 5.520 | 1.961 | 2.516 | 1.005 | 232 | 22.255 |
| Costi di produzione | (391) | (181) | (520) | (330) | (847) | (255) | (256) | (273) | (43) | (3.096) |
| Costi di trasporto | (5) | (31) | (60) | (10) | (39) | (158) | (4) | (15) | (322) | |
| Imposte sulla produzione | (183) | (263) | (483) | (252) | (7) | (6) | (1.194) | |||
| Costi di ricerca | (25) | (51) | (30) | (10) | (90) | (39) | (170) | (31) | (43) | (489) |
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (944) | (201) | (839) | (978) | (3.060) | (444) | (820) | (607) | (97) | (7.990) |
| Altri (oneri) proventi | (337) | (16) | (452) | (433) | (502) | (71) | (76) | (86) | (1) | (1.974) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(392) | 168 | 3.001 | 1.954 | 499 | 994 | 938 | (14) | 42 | 7.190 |
| Imposte sul risultato | 148 | (11) | (2.561) | (839) | (268) | (326) | (719) | (5) | (31) | (4.612) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate(b) |
(244) | 157 | 440 | 1.115 | 231 | 668 | 219 | (19) | 11 | 2.578 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.080 | 1.080 | ||||||||
| - vendite a terzi | 677 | 15 | 207 | 315 | 1.214 | |||||
| Totale ricavi | 1.757 | 15 | 207 | 315 | 2.294 | |||||
| Costi di produzione | (336) | (8) | (24) | (25) | (393) | |||||
| Costi di trasporto | (84) | (1) | (11) | (96) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (2) | (7) | (81) | (90) | ||||||
| Costi di ricerca | (47) | (47) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (722) | (1) | (70) | (51) | (844) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (237) | (1) | (28) | (3) | (133) | (402) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
331 | 2 | 67 | (3) | 25 | 422 | ||||
| Imposte sul risultato | (179) | (2) | (54) | (235) | ||||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
152 | 67 | (3) | (29) | 187 |
(a) Include svalutazioni nette per €1.217 milioni.
(b) Esclude gli effetti sui ricavi, DD&A e imposte connessi a circa 3,8 milioni di boe parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or-pay e che sono invece riportati nella segment information del settore E&P redatta secondo i principi IFRS in quanto la performance obligation del contratto è stata adempiuta ed è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 2.120 | 2.740 | 1.277 | 4.701 | 1.140 | 1.902 | 934 | 4 | 14.818 | |
| - vendite a terzi | 494 | 3.741 | 3.207 | 830 | 769 | 493 | 50 | 190 | 9.774 | |
| Totale ricavi | 2.120 | 3.234 | 5.018 | 3.207 | 5.531 | 1.909 | 2.395 | 984 | 194 | 24.592 |
| Costi di produzione | (402) | (488) | (363) | (343) | (974) | (269) | (220) | (234) | (48) | (3.341) |
| Costi di trasporto | (8) | (142) | (50) | (11) | (42) | (136) | (7) | (16) | (412) | |
| Imposte sulla produzione | (171) | (243) | (435) | (191) | (6) | (1.046) | ||||
| Costi di ricerca | (25) | (85) | (48) | (22) | (44) | (3) | (79) | (69) | (5) | (380) |
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (281) | (664) | (582) | (795) | (2.490) | (387) | (941) | (594) | (67) | (6.801) |
| Altri (oneri) proventi | (442) | (193) | (101) | (239) | (1.126) | (67) | (135) | (54) | (2.357) | |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
791 | 1.662 | 3.631 | 1.797 | 420 | 1.047 | 822 | 17 | 68 | 10.255 |
| Imposte sul risultato | (170) | (1.070) | (2.494) | (542) | (264) | (308) | (678) | 7 | (26) | (5.545) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
621 | 592 | 1.137 | 1.255 | 156 | 739 | 144 | 24 | 42 | 4.710 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | ||||||||||
| - vendite a terzi | 15 | 257 | 6 | 420 | 698 | |||||
| Totale ricavi | 15 | 257 | 6 | 420 | 698 | |||||
| Costi di produzione | (7) | (34) | (2) | (36) | (79) | |||||
| Costi di trasporto | (1) | (28) | (2) | (31) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (3) | (26) | (114) | (143) | ||||||
| Costi di ricerca | (6) | (235) | (241) | |||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | 224 | (3) | (222) | (2) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (1) | 2 | (27) | (25) | (122) | (173) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(7) | 5 | 366 | (259) | (76) | 29 | ||||
| Imposte sul risultato | (3) | (2) | (35) | (40) | ||||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(7) | 2 | 366 | (261) | (111) | (11) |
(a) Include svalutazioni nette per €726 milioni.
Costi capitalizzati(a)
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana |
Kazakhstan | Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 18.687 | 6.629 | 17.490 | 22.969 | 29.784 | 13.705 | 12.846 | 19.192 | 1.480 | 142.782 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 22 | 330 | 613 | 44 | 2.411 | 7 | 1.462 | 931 | 204 | 6.024 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
309 | 24 | 1.645 | 270 | 1.128 | 132 | 13 | 24 | 12 | 3.557 |
| Immobilizzazioni in corso | 767 | 237 | 1.282 | 543 | 1.970 | 936 | 1.457 | 379 | 115 | 7.686 |
| Costi capitalizzati lordi | 19.785 | 7.220 | 21.030 | 23.826 | 35.293 | 14.780 | 15.778 | 20.526 | 1.811 | 160.049 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (15.677) | (6.214) | (15.949) (16.212) | (25.024) | (4.147) | (10.133) | (15.341) | (1.001) (109.698) | ||
| Costi capitalizzati netti società consolidate(b) | 4.108 | 1.006 | 5.081 | 7.614 | 10.269 | 10.633 | 5.645 | 5.185 | 810 | 50.351 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 7.387 | 118 | 27.959 | 287 | 2.100 | 37.851 | ||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 996 | 91 | 1.087 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
31 | 8 | 262 | 8 | 309 | |||||
| Immobilizzazioni in corso | 3.872 | 9 | 1.530 | 48 | 241 | 5.700 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 12.286 | 135 | 29.842 | 335 | 2.349 | 44.947 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (3.492) | (68) | (20.280) | (1.466) | (25.306) | |||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b)(c) |
8.794 | 67 | 9.562 | 335 | 883 | 19.641 | ||||
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 18.644 | 6.953 | 16.218 | 21.125 | 43.947 | 12.606 | 12.947 | 16.407 | 1.413 | 150.260 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 20 | 322 | 492 | 34 | 2.306 | 11 | 1.518 | 878 | 193 | 5.774 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
308 | 22 | 1.552 | 248 | 1.342 | 121 | 38 | 21 | 12 | 3.664 |
| Immobilizzazioni in corso | 735 | 133 | 1.293 | 237 | 1.562 | 958 | 1.073 | 719 | 53 | 6.763 |
| Costi capitalizzati lordi | 19.707 | 7.430 | 19.555 | 21.644 | 49.157 | 13.696 | 15.576 | 18.025 | 1.671 | 166.461 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (15.506) | (6.194) | (14.244) (14.209) | (36.317) | (3.514) | (10.443) | (13.874) | (902) (115.203) | ||
| Costi capitalizzati netti società consolidate(b) | 4.201 | 1.236 | 5.311 | 7.435 | 12.840 | 10.182 | 5.133 | 4.151 | 769 | 51.258 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 11.483 | 128 | 1.517 | 1.987 | 15.115 | |||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 2.235 | 12 | 2.247 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
36 | 8 | 3 | 7 | 54 | |||||
| Immobilizzazioni in corso | 3.179 | 9 | 1.323 | 227 | 4.738 | |||||
| Costi capitalizzati lordi | 16.933 | 145 | 2.843 | 12 | 2.221 | 22.154 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (7.387) | (63) | (313) | (1.324) | (9.087) | |||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b) |
9.546 | 82 | 2.530 | 12 | 897 | 13.067 |
(a) I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell'esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione.
(b) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €725 milioni nel 2022 e €767 milioni nel 2021 per le società consolidate e per €565 milioni nel 2022 e €360 milioni nel 2021 per le società in joint venture e collegate.
(c) Include l'allocazione del fair value degli asset della società Azule Energy Holdings Ltd.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto | dell'Asia America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 18.456 | 6.465 | 14.596 | 19.081 | 39.848 | 11.278 | 10.662 | 14.567 | 1.359 | 136.312 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 20 | 311 | 454 | 33 | 2.163 | 10 | 1.411 | 896 | 179 | 5.477 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 300 | 20 | 1.424 | 216 | 1.226 | 109 | 34 | 20 | 11 | 3.360 |
| Immobilizzazioni in corso | 671 | 147 | 1.094 | 193 | 2.551 | 1.064 | 1.469 | 458 | 39 | 7.686 |
| Costi capitalizzati lordi | 19.447 | 6.943 | 17.568 19.523 | 45.788 | 12.461 | 13.576 | 15.941 | 1.588 152.835 | ||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (15.565) | (5.597) | (12.793) (12.161) | (32.248) | (2.839) | (9.003) | (12.612) | (805) (103.623) | ||
| Costi capitalizzati netti società consolidate(a) | 3.882 | 1.346 | 4.775 | 7.362 | 13.540 | 9.622 | 4.573 | 3.329 | 783 | 49.212 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 11.466 | 68 | 1.384 | 1.833 | 14.751 | |||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 2.131 | 11 | 2.142 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 23 | 8 | 6 | 37 | ||||||
| Immobilizzazioni in corso | 1.566 | 9 | 17 | 209 | 1.801 | |||||
| Costi capitalizzati lordi | 15.186 | 85 | 1.401 | 11 | 2.048 | 18.731 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (6.196) | (59) | (343) | (1.076) | (7.674) | |||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a) |
8.990 | 26 | 1.058 | 11 | 972 | 11.057 | ||||
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 17.643 | 6.747 | 15.512 | 20.691 | 43.272 | 12.118 | 11.434 | 15.912 | 1.360 | 144.689 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 18 | 323 | 502 | 34 | 2.361 | 11 | 1.592 | 979 | 194 | 6.014 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 384 | 21 | 1.549 | 225 | 1.328 | 116 | 36 | 23 | 12 | 3.694 |
| Immobilizzazioni in corso | 635 | 103 | 1.362 | 359 | 2.541 | 1.165 | 1.006 | 457 | 43 | 7.671 |
| Costi capitalizzati lordi | 18.680 | 7.194 | 18.925 21.309 | 49.502 | 13.410 | 14.068 | 17.371 | 1.609 162.068 | ||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (14.604) | (5.778) | (12.802) (12.879) | (33.237) | (2.652) | (9.100) | (13.465) | (754) (105.271) | ||
| Costi capitalizzati netti società consolidate(a) | 4.076 | 1.416 | 6.123 | 8.430 | 16.265 | 10.758 | 4.968 | 3.906 | 855 | 56.797 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 11.223 | 71 | 1.511 | 2 | 1.987 | 14.794 | ||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 2.260 | 11 | 2.271 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 19 | 8 | 7 | 34 | ||||||
| Immobilizzazioni in corso | 945 | 7 | 15 | 19 | 229 | 1.215 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 14.447 | 86 | 1.526 | 32 | 2.223 | 18.314 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (5.287) | (61) | (323) | (20) | (1.124) | (6.815) | ||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(b) |
9.160 | 25 | 1.203 | 12 | 1.099 | 11.499 |
(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €843 milioni nel 2020 e €878 milioni nel 2019 per le società consolidate e per €170 milioni nel 2020 e per €166 milioni nel 2019 per le società in joint venture e collegate.
(b) Include l'allocazione a fair value degli asset acquisiti dalla societa Vår Energi AS.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto | dell'Asia America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 16.569 | 6.236 | 14.140 | 17.474 | 40.607 | 11.240 | 12.711 | 15.347 | 1.967 | 136.291 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 18 | 332 | 456 | 56 | 2.311 | 3 | 1.530 | 861 | 193 | 5.760 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 369 | 21 | 1.516 | 208 | 1.281 | 108 | 38 | 52 | 12 | 3.605 |
| Immobilizzazioni in corso | 653 | 103 | 1.554 | 1.504 | 2.307 | 1.382 | 562 | 595 | 127 | 8.787 |
| Costi capitalizzati lordi | 17.609 | 6.692 | 17.666 19.242 | 46.506 | 12.733 | 14.841 | 16.855 | 2.299 154.443 | ||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (13.717) | (5.355) | (11.741) (11.722) | (29.727) | (2.175) | (10.460) | (13.443) | (1.265) | (99.605) | |
| Costi capitalizzati netti società consolidate(a) | 3.892 | 1.337 | 5.925 | 7.520 | 16.779 | 10.558 | 4.381 | 3.412 | 1.034 | 54.838 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 9.102 | 58 | 1.481 | 2 | 1.912 | 12.555 | ||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 1.045 | 11 | 1.056 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 25 | 6 | 7 | 38 | ||||||
| Immobilizzazioni in corso | 364 | 10 | 10 | 19 | 224 | 627 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 10.536 | 74 | 1.491 | 32 | 2.143 | 14.276 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (4.543) | (54) | (266) | (19) | (1.052) | (5.934) | ||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(b) |
5.993 | 20 | 1.225 | 13 | 1.091 | 8.342 |
(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €831 milioni nel 2018 per le societa consolidate e per €180 milioni nel 2018 per le societa in joint venture e collegate. (b) Include l'allocazione del fair value degli asset della societa Vår Energi AS.
Costi sostenuti(a)
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 4 | 51 | 82 | 137 | ||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 2 | 111 | 11 | 124 | ||||||
| Costi di ricerca | 12 | 101 | 68 | 179 | 295 | 4 | 253 | 26 | 1 | 939 |
| Costi di sviluppo(b) | 216 | (129) | 343 | 795 | 1.458 | 277 | 835 | 1.292 | 117 | 5.204 |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
234 | (28) | 573 | 974 | 1.764 | 281 | 1.088 | 1.400 | 118 | 6.404 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 291 | 291 | ||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | ||||||||||
| Costi di ricerca | 73 | 13 | 86 | |||||||
| Costi di sviluppo(c) | 1.690 | (8) | 125 | 49 | (9) | 1.847 | ||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
1.763 | (8) | 138 | 340 | (9) | 2.224 | ||||
| 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 8 | 8 | ||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 6 | 3 | 9 | |||||||
| Costi di ricerca | 16 | 96 | 33 | 57 | 136 | 3 | 188 | 83 | 1 | 613 |
| Costi di sviluppo(b) | 182 | 497 | 452 | 842 | 185 | 785 | 657 | 27 | 3.627 | |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
198 | 96 | 536 | 509 | 978 | 188 | 973 | 751 | 28 | 4.257 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | ||||||||||
| Costi di ricerca | 92 | 92 | ||||||||
| Costi di sviluppo(c) | 936 | 59 | 4 | 2 | 1.001 | |||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
1.028 | 59 | 4 | 2 | 1.093 | |||||
| 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 55 | 2 | 57 | |||||||
| Costi di ricerca | 19 | 20 | 69 | 67 | 61 | 7 | 176 | 63 | 1 | 483 |
| Costi di sviluppo(b) | 472 | 235 | 278 | 422 | 620 | 196 | 1.024 | 437 | 10 | 3.694 |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
491 | 255 | 402 | 491 | 681 | 203 | 1.200 | 500 | 11 | 4.234 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | ||||||||||
| Costi di ricerca | 47 | 47 | ||||||||
| Costi di sviluppo(c) | 1.481 | 3 | 6 | 14 | 1.504 | |||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
1.528 | 3 | 6 | 14 | 1.551 |
(a) I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione.
(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €307 milioni nel 2022, costi per €62 milioni nel 2021 e costi per €516 milioni nel 2020.
(c) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €111milioni nel 2022, decrementi per €464 milioni nel 2021 e costi per €424 milioni nel 2020.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 144 | 144 | ||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 135 | 1 | 23 | 97 | 256 | |||||
| Costi di ricerca | 20 | 62 | 101 | 94 | 206 | 15 | 232 | 106 | 39 | 875 |
| Costi di sviluppo(a) | 1.098 | 230 | 749 | 1.589 | 1.959 | 481 | 1.199 | 879 | 43 | 8.227 |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
1.118 | 292 | 985 | 1.684 | 2.165 | 496 | 1.454 | 1.226 | 82 | 9.502 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 1.054 | 1.054 | ||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 1.178 | 1.178 | ||||||||
| Costi di ricerca | 125 | (1) | 124 | |||||||
| Costi di sviluppo(b) | 1.574 | 4 | 5 | 37 | 1.620 | |||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate(c) |
3.931 | 4 | 5 | (1) | 37 | 3.976 | ||||
| 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 382 | 382 | ||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | 487 | 487 | ||||||||
| Costi di ricerca | 26 | 106 | 43 | 102 | 66 | 3 | 182 | 215 | 7 | 750 |
| Costi di sviluppo(a) | 382 | 557 | 445 | 2.216 | 1.379 | 92 | 589 | 340 | 36 | 6.036 |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
408 | 663 | 488 | 2.318 | 1.445 | 95 | 1.640 | 555 | 43 | 7.655 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | ||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili | ||||||||||
| Costi di ricerca | 2 | 103 | 105 | |||||||
| Costi di sviluppo(b) | 3 | (16) | (13) | |||||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
5 | 103 | (16) | 92 |
(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all'abbandono delle attività per €2.069 milioni nel 2019 e decrementi per €517 milioni nel 2018.
(b) Gli importi indicati comprendono costi relativi all'abbandono delle attività per €838 milioni nel 2019 e decrementi per €22 milioni nel 2018.
(c) Include l'allocazione a fair value del prezzo pagato per gli asset acquisiti dalla società Vår Energi AS.
Valore standard dei flussi di cassa netti futuri attualizzati(a)
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2022 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 38.968 | 7.609 | 50.838 | 34.198 | 48.292 | 53.529 | 45.179 | 21.233 | 1.525 | 301.371 |
| Costi futuri di produzione | (10.267) | (1.752) | (6.675) (11.171) | (15.823) | (7.844) | (12.181) | (5.950) | (230) | (71.893) | |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (4.484) | (1.296) | (4.894) | (2.941) | (10.057) | (1.873) | (4.562) | (3.063) | (377) | (33.547) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
24.217 | 4.561 | 39.269 | 20.086 | 22.412 | 43.812 | 28.436 | 12.220 | 918 | 195.931 |
| Imposte sul reddito future | (6.388) | (3.087) | (23.766) | (7.119) | (7.990) | (11.568) | (21.227) | (4.903) | (81) | (86.129) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
17.829 | 1.474 | 15.503 | 12.967 | 14.422 | 32.244 | 7.209 | 7.317 | 837 | 109.802 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (7.141) | (344) | (7.176) | (4.562) | (6.456) | (16.087) | (2.980) | (3.443) | (357) | (48.546) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
10.688 | 1.130 | 8.327 | 8.405 | 7.966 | 16.157 | 4.229 | 3.874 | 480 | 61.256 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 50.468 | 265 | 42.450 | 33.075 | 8.133 | 134.391 | ||||
| Costi futuri di produzione | (7.628) | (123) | (10.579) | (9.749) | (2.083) | (30.162) | ||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (6.458) | (57) | (3.508) | (560) | (178) | (10.761) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
36.382 | 85 | 28.363 | 22.766 | 5.872 | 93.468 | ||||
| Imposte sul reddito future | (27.333) | (3) | (8.117) | (19.393) | (2.469) | (57.315) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
9.049 | 82 | 20.246 | 3.373 | 3.403 | 36.153 | ||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (2.501) | (15) | (9.058) | (2.462) | (1.416) | (15.452) | ||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
6.548 | 67 | 11.188 | 911 | 1.987 | 20.701 | ||||
| Totale | 10.688 | 7.678 | 8.394 | 8.405 | 19.154 | 16.157 | 5.140 | 5.861 | 480 | 81.957 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2021 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 18.933 | 4.679 | 33.142 | 31.344 | 40.929 | 36.430 | 32.594 | 13.607 | 1.511 | 213.169 |
| Costi futuri di produzione | (6.929) | (1.496) | (6.325) | (9.726) | (13.196) | (7.343) | (9.578) | (4.189) | (251) | (59.033) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (4.104) | (865) | (4.688) | (2.036) | (5.117) | (1.750) | (4.278) | (2.298) | (288) | (25.424) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
7.900 | 2.318 | 22.129 | 19.582 | 22.616 | 27.337 | 18.738 | 7.120 | 972 | 128.712 |
| Imposte su reddito future | (2.037) | (1.001) | (12.345) | (6.736) | (8.372) | (6.301) | (12.899) | (2.386) | (75) | (52.152) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
5.863 | 1.317 | 9.784 | 12.846 | 14.244 | 21.036 | 5.839 | 4.734 | 897 | 76.560 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (2.112) | (170) | (4.516) | (4.211) | (5.608) | (10.703) | (2.295) | (1.980) | (350) | (31.945) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
3.751 | 1.147 | 5.268 | 8.635 | 8.636 | 10.333 | 3.544 | 2.754 | 547 | 44.615 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 28.037 | 230 | 8.884 | 5.971 | 43.122 | |||||
| Costi futuri di produzione | (8.316) | (120) | (1.590) | (1.454) | (11.480) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (6.566) | (85) | (95) | (77) | (6.823) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
13.155 | 25 | 7.199 | 4.440 | 24.819 | |||||
| Imposte su reddito future | (8.591) | (9) | (1.286) | (1.309) | (11.195) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
4.564 | 16 | 5.913 | 3.131 | 13.624 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.462) | 16 | (3.498) | (1.399) | (6.343) | |||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
3.102 | 32 | 2.415 | 1.732 | 7.281 | |||||
| Totale | 3.751 | 4.249 | 5.300 | 8.635 | 11.051 | 10.333 | 3.544 | 4.486 | 547 | 51.896 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2020 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 6.120 | 1.737 | 19.780 | 26.003 | 26.901 | 21.519 | 22.528 | 6.638 | 1.599 | 132.825 |
| Costi futuri di produzione | (3.587) | (753) | (5.431) | (7.515) | (10.909) | (6.224) | (7.241) | (3.382) | (265) | (45.307) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (1.925) | (756) | (4.378) | (1.638) | (4.257) | (1.743) | (4.511) | (1.786) | (246) | (21.240) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
608 | 228 | 9.971 | 16.850 | 11.735 | 13.552 | 10.776 | 1.470 | 1.088 | 66.278 |
| Imposte su reddito future | (170) | (61) | (4.946) | (5.320) | (2.988) | (2.313) | (6.774) | (441) | (140) | (23.153) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
438 | 167 | 5.025 | 11.530 | 8.747 | 11.239 | 4.002 | 1.029 | 948 | 43.125 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (33) | 108 | (2.413) | (4.101) | (3.714) | (6.040) | (1.681) | (482) | (383) | (18.739) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
405 | 275 | 2.612 | 7.429 | 5.033 | 5.199 | 2.321 | 547 | 565 | 24.386 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 15.306 | 251 | 1.253 | 6.291 | 23.101 | |||||
| Costi futuri di produzione | (5.942) | (98) | (982) | (1.641) | (8.663) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (6.244) | (29) | (46) | (137) | (6.456) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
3.120 | 124 | 225 | 4.513 | 7.982 | |||||
| Imposte su reddito future | (576) | (54) | (3) | (1.375) | (2.008) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
2.544 | 70 | 222 | 3.138 | 5.974 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.055) | (43) | (110) | (1.460) | (2.668) | |||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
1.489 | 27 | 112 | 1.678 | 3.306 | |||||
| Totale | 405 | 1.764 | 2.639 | 7.429 | 5.145 | 5.199 | 2.321 | 2.225 | 565 | 27.692 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2019 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 12.363 | 3.268 | 38.083 | 37.020 | 48.778 | 36.435 | 31.220 | 11.378 | 1.686 | 220.231 |
| Costi futuri di produzione | (5.078) | (1.175) | (6.944) | (10.934) | (15.534) | (8.239) | (8.888) | (5.060) | (293) | (62.145) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.551) | (1.338) | (4.985) | (1.591) | (6.265) | (2.362) | (6.047) | (2.629) | (225) | (28.993) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
3.734 | 755 | 26.154 | 24.495 | 26.979 | 25.834 | 16.285 | 3.689 | 1.168 | 129.093 |
| Imposte su reddito future | (796) | (249) | (13.632) | (7.829) | (9.926) | (5.485) (11.379) | (1.034) | (143) | (50.473) | |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
2.938 | 506 | 12.522 | 16.666 | 17.053 | 20.349 | 4.906 | 2.655 | 1.025 | 78.620 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (466) | 63 | (5.852) | (5.822) | (6.604) | (10.832) | (1.990) | (1.187) | (443) | (33.133) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
2.472 | 569 | 6.670 | 10.844 | 10.449 | 9.517 | 2.916 | 1.468 | 582 | 45.487 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 25.094 | 380 | 1.787 | 7.730 | 34.991 | |||||
| Costi futuri di produzione | (6.953) | (113) | (863) | (2.038) | (9.967) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (6.519) | (23) | (59) | (145) | (6.746) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
11.622 | 244 | 865 | 5.547 | 18.278 | |||||
| Imposte su reddito future | (7.020) | (77) | (225) | (1.783) | (9.105) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
4.602 | 167 | 640 | 3.764 | 9.173 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.544) | (88) | (322) | (1.809) | (3.763) | |||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
3.058 | 79 | 318 | 1.955 | 5.410 | |||||
| Totale | 2.472 | 3.627 | 6.749 | 10.844 | 10.767 | 9.517 | 2.916 | 3.423 | 582 | 50.897 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa |
Africa Settentrionale |
Egitto | Africa Sub-Sahariana Kazakhstan |
Resto dell'Asia |
America | Australia e Oceania |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2018 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 18.372 | 4.895 | 43.578 | 39.193 | 53.534 | 40.698 | 33.384 | 14.192 | 2.319 | 250.165 |
| Costi futuri di produzione | (5.659) | (1.438) | (6.653) | (12.193) | (16.417) | (8.276) | (9.492) | (6.038) | (511) | (66.677) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (4.670) | (1.350) | (4.700) | (2.769) | (6.778) | (2.640) | (5.755) | (2.467) | (291) | (31.420) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
8.043 | 2.107 | 32.225 | 24.231 | 30.339 | 29.782 | 18.137 | 5.687 | 1.517 | 152.068 |
| Imposte su reddito future | (1.671) | (798) | (17.514) | (7.829) | (11.566) | (6.524) (11.980) | (1.791) | (289) | (59.962) | |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
6.372 | 1.309 | 14.711 | 16.402 | 18.773 | 23.258 | 6.157 | 3.896 | 1.228 | 92.106 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% (2.045) | (124) | (6.727) | (6.564) | (7.501) | (12.477) | (2.258) | (1.508) | (491) | (39.695) | |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
4.327 | 1.185 | 7.984 | 9.838 | 11.272 | 10.781 | 3.899 | 2.388 | 737 | 52.411 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 18.608 | 347 | 2.675 | 8.292 | 29.922 | |||||
| Costi futuri di produzione | (4.686) | (138) | (873) | (2.192) | (7.889) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.633) | (3) | (75) | (191) | (3.902) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
10.289 | 206 | 1.727 | 5.909 | 18.131 | |||||
| Imposte su reddito future | (6.822) | (43) | (204) | (1.839) | (8.908) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
3.467 | 163 | 1.523 | 4.070 | 9.223 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.104) | (76) | (793) | (2.009) | (3.982) | |||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
2.363 | 87 | 730 | 2.061 | 5.241 | |||||
| Totale | 4.327 | 3.548 | 8.071 | 9.838 | 12.002 | 10.781 | 3.899 | 4.449 | 737 | 57.652 |
(a) I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamente al 2021, 2020, 2019 e 2018. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinate sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi. Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri. I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell'installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera. Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.
Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati
| (€ milioni) | Società consolidate |
Società in joint venture e collegate |
Totale |
|---|---|---|---|
| 2022 | |||
| Valore al 31 dicembre 2021 | 44.615 | 7.281 | 51.896 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (25.987) | (4.912) | (30.899) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | 56.002 | 24.343 | 80.345 |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.519 | 2.139 | 3.658 |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (7.046) | (3.169) | (10.215) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 3.821 | 2.000 | 5.821 |
| - revisioni delle quantità stimate | (1.295) | 7.134 | 5.839 |
| - effetto dell'attualizzazione | 7.226 | 1.510 | 8.736 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | (18.393) | (21.676) | (40.069) |
| - acquisizioni di riserve | 765 | 10.200 | 10.965 |
| - cessioni di riserve | (6.436) | (6.436) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 6.465 | (4.149) | 2.316 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | 16.641 | 13.420 | 30.061 |
| Valore al 31 dicembre 2022 | 61.256 | 20.701 | 81.957 |
| Società | Società in joint | ||
| (€ milioni) | consolidate | venture e collegate | Totale |
| 2021 | |||
| Valore al 31 dicembre 2020 | 24.386 | 3.306 | 27.692 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (16.402) | (3.381) | (19.783) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | 40.864 | 9.256 | 50.120 |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.304 | 142 | 1.446 |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (2.737) | (734) | (3.471) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 2.877 | 1.385 | 4.262 |
| - revisioni delle quantità stimate | 1.963 | 1.665 | 3.628 |
| - effetto dell'attualizzazione | 3.810 | 514 | 4.324 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | (14.022) | (5.216) | (19.238) |
| - acquisizioni di riserve | 27 | 27 | |
| - cessioni di riserve | (28) | (28) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 2.573 | 344 | 2.917 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | 20.229 | 3.975 | 24.204 |
| Valore al 31 dicembre 2021 | 44.615 | 7.281 | 51.896 |
| (€ milioni) | Società consolidate |
Società in joint venture e collegate |
Totale |
| 2020 | |||
| Valore al 31 dicembre 2019 | 45.487 | 5.410 | 50.897 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (10.046) | (1.490) | (11.536) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (34.188) | (5.324) | (39.512) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 123 | 142 | 265 |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | 792 | (834) | (42) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 4.147 | 1.192 | 5.339 |
| - revisioni delle quantità stimate | 36 | (285) | (249) |
| - effetto dell'attualizzazione | 7.136 | 1.065 | 8.201 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 13.336 | 3.814 | 17.150 |
| - acquisizioni di riserve | |||
| - cessioni di riserve | |||
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | (2.437) | (384) | (2.821) |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (21.101) | (2.104) | (23.205) |
| Valore al 31 dicembre 2020 | 24.386 | 3.306 | 27.692 |
| (€ milioni) | Società consolidate |
Società in joint venture e collegate |
Totale |
|---|---|---|---|
| 2019 | |||
| Valore al 31 dicembre 2018 | 52.411 | 5.241 | 57.652 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (18.236) | (1.675) | (19.911) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (14.972) | (2.247) | (17.219) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.240 | 86 | 1.326 |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (1.157) | (916) | (2.073) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 5.128 | 687 | 5.815 |
| - revisioni delle quantità stimate | 5.573 | 1.377 | 6.950 |
| - effetto dell'attualizzazione | 8.666 | 1.050 | 9.716 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 6.013 | (761) | 5.252 |
| - acquisizioni di riserve | 260 | 2.579 | 2.839 |
| - cessioni di riserve(a) | (429) | (88) | (517) |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 990 | 77 | 1.067 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (6.924) | 169 | (6.755) |
| Valore al 31 dicembre 2019 | 45.487 | 5.410 | 50.897 |
(a) Include il valore relativo ai volumi parte di un long-term supply agreement con una compagnia di Stato buyer che ha corrisposto il prezzo senza ritirare i volumi sottostanti in applicazione di una clausola di take-or-pay per la quale è molto probabile che il buyer non eserciti il diritto di prelievo (make up) dei volumi pagati.
| (€ milioni) | Società consolidate |
Società in joint venture e collegate |
Totale |
|---|---|---|---|
| 2018 | |||
| Valore al 31 dicembre 2017 | 36.993 | 2.633 | 39.626 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (19.793) | (445) | (20.238) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | 27.970 | 671 | 28.641 |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.649 | 1.649 | |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (2.525) | 216 | (2.309) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 6.468 | 14 | 6.482 |
| - revisioni delle quantità stimate | 10.487 | (803) | 9.684 |
| - effetto dell'attualizzazione | 5.670 | 384 | 6.054 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | (16.566) | 193 | (16.373) |
| - acquisizioni di riserve | 5.369 | 6.700 | 12.069 |
| - cessioni di riserve | (8.363) | (8.363) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 5.052 | (4.322) | 730 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | 15.418 | 2.608 | 18.026 |
| Valore al 31 dicembre 2018 | 52.411 | 5.241 | 57.652 |
Investimenti tecnici(a)
| Acquisto di riserve proved e unproved 260 17 57 400 869 Italia 7 Africa Settentrionale 161 6 55 135 Egitto 2 1 Africa Sub-Sahariana 11 Resto dell'Asia 23 869 America 81 11 241 Esplorazione 708 391 283 586 463 Italia 1 Resto d'Europa 82 81 9 43 52 Africa Settentrionale 36 11 42 71 20 Egitto 163 37 48 86 80 Africa Sub-Sahariana 258 81 20 128 22 Kazakhstan 2 2 4 7 Resto dell'Asia 163 120 124 141 140 America 4 59 36 74 146 Australia e Oceania 36 2 Sviluppo di idrocarburi 5.238 3.364 3.077 5.931 6.506 Italia 301 282 229 289 380 Resto d'Europa 127 91 107 110 600 Africa Settentrionale 300 206 220 536 525 Egitto 712 442 393 1.481 2.205 Africa Sub-Sahariana 1.492 771 624 1.406 1.635 Kazakhstan 351 189 178 371 193 Resto dell'Asia 851 824 916 1.028 550 America 1.016 532 402 695 381 Australia e Oceania 88 27 8 15 37 Progetti CCUS e agro-biofeedstock 110 37 Altro 46 52 55 79 63 6.362 3.861 3.472 6.996 7.901 |
(€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|---|
(a) Gli investimenti per l'acquisto di immobili, impianti e macchinari da fornitori con i quali sono state negoziate dilazioni dei termini di pagamento che hanno comportato la classificazione del debito come finanziario sono stati rilevati nelle "Altre variazioni" del Rendiconto Finanziario (€61 milioni e €79 milioni nel 2022 e 2021, rispettivamente).
Global Gas & LNG Portfolio
| PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,00 | 0,00 | 1,15 | 0,56 | 0,51 |
| di cui: dipendenti | 0,00 | 0,00 | 0,99 | 0,96 | 0,40 | |
| contrattisti | 0,00 | 0,00 | 1,37 | 0,00 | 0,69 | |
| Ricavi della gestione caratteristica(b) | (€ milioni) | 48.586 | 20.843 | 7.051 | 11.779 | 14.807 |
| Utile (perdita) operativo | 3.730 | 899 | (332) | 431 | 387 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 2.063 | 580 | 326 | 193 | 278 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 982 | 169 | 211 | 100 | 118 | |
| Investimenti tecnici | 23 | 19 | 11 | 15 | 26 | |
| Vendite gas naturale(b) | (miliardi di metri cubi) | 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 |
| Italia | 30,67 | 36,88 | 37,30 | 37,98 | 39,17 | |
| Resto d'Europa | 27,41 | 28,01 | 23,00 | 26,72 | 29,17 | |
| di cui: Importatori in Italia | 2,43 | 2,89 | 3,67 | 4,37 | 3,42 | |
| Mercati europei | 24,98 | 25,12 | 19,33 | 22,35 | 25,75 | |
| Resto del mondo | 2,44 | 5,56 | 4,69 | 8,15 | 8,26 | |
| Vendite di GNL(c) | 9,40 | 10,9 | 9,5 | 10,1 | 10,3 | |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 870 | 847 | 700 | 711 | 734 |
| di cui: all'estero | 588 | 571 | 410 | 418 | 416 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
2,09 | 1,01 | 0,36 | 0,25 | 0,62 |
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati. (b) Include vendite intercompany.
(c) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore GGP (già incluse nelle vendite gas mondo).
Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) è focalizzato sull'attività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso via gasdotto, trasporto internazionale, acquisto e commercializzazione di GNL. Comprende le attività di trading gas per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini commerciali, sia di ottimizzazione del portafoglio di asset gas.
VENDITE GAS ITALIA (miliardi di metri cubi) VENDITE GAS MONDO (miliardi di metri cubi)
Vendite in Italia Vendite internazionali
1 Mercato
1.1 Gas naturale
ATTIVITÀ DI APPROVVIGIONAMENTO
L'attività di approvvigionamento è attività libera, non soggetta a regolamentazione. I prezzi sono determinati dall'incontro tra domanda e offerta a seguito di libere negoziazioni tra le società di commercializzazione e i produttori di gas naturale. Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo.
Ulteriori punti di forza Eni sono rappresentati dalla disponibilità di produzioni equity, dalla presenza in tutte le fasi della filiera del GNL (liquefazione, shipping e rigassificazione) e accesso alle infrastrutture, dalle attività di trading e risk management. Complessivamente, il fabbisogno di gas di Eni è soddisfatto con forniture provenienti da diversi Paesi sulla base di contratti di approvvigionamento di lungo termine o forniture dell'attività upstream Eni e dall'accesso ai mercati spot dell'Europa continentale.
Nell'ambito della strategia di aumento della produzione e dell'export di gas verso l'Italia, Eni ha sottoscritto accordi con alcuni dei Governi dei Paesi nei quali opera: nello specifico è stata firmata una lettera d'intenti con le autorità petrolifere della Repubblica del Congo con l'obiettivo di sviluppare un progetto di gas naturale liquefatto con avvio previsto nel 2023 e capacità a regime di oltre 4,5 miliardi di metri cubi/anno nel 2025; in Algeria, Eni prevede di aumentare gradualmente i volumi di gas importati in Italia attraverso il gasdotto Transmed nell'ambito dei contratti di fornitura di lungo termine in essere con Sonatrach, con consegne incrementali di gas naturale a partire dal prossimo anno termico e un progressivo ramp-up fino a 9 miliardi di metri cubi/anno nel 2024; in Egitto, con la società di Stato "EGAS" è stato concordato di valorizzare le riserve locali di gas incrementando le attività nelle concessioni gestite congiuntamente e attraverso l'esplorazione near-field, con l'obiettivo di incrementare nei prossimi anni la produzione e le esportazioni di gas verso l'Italia attraverso l'impianto di liquefazione di Damietta sino ad un livello di circa 3 miliardi di metri cubi.
Infine, a testimonianza dell'impegno Eni nel garantire la sicurezza degli approvvigionamenti, perseguendo al contempo gli obiettivi di decarbonizzazione, nel mese di gennaio 2023 è stata ulteriormente rafforzata la partnership tra Italia e Algeria. Eni e Sonatrach hanno firmato accordi strategici per accelerare la riduzione delle emissioni e rafforzare la sicurezza energetica. Attraverso questi accordi saranno identificate opportunità per la riduzione delle emissioni di gas serra e di gas metano, definite iniziative di efficienza energetica, di sviluppo di fonti rinnovabili, nonché di produzione di idrogeno verde e progetti di cattura e stoccaggio di anidride carbonica. Inoltre, verranno condotti studi per individuare possibili misure di miglioramento della capacità di export di energia dall'Algeria verso l'Europa.
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 60,59 miliardi di metri cubi, in riduzione di 10,39 miliardi di metri cubi, pari al 14,6% rispetto al 2021. I volumi di gas approvvigionati all'estero (57,19 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari al 94% del totale, sono diminuiti rispetto al 2021 (-10,20 miliardi di metri cubi; -15,1%) a causa principalmente dei minori volumi approvvigionati in Russia (-13,01 miliardi di metri cubi), in Norvegia (-0,77 miliardi di metri cubi), nel Regno Unito (-0,74 miliardi di metri cubi), in Libia (-0,56 miliardi di metri cubi) e Indonesia (-0,45 miliardi di metri cubi) parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati in Algeria (+1,74 miliardi di metri cubi) e negli altri mercati europei, in particolare, Francia, Germania e Spagna (complessivamente l'incremento è stato di 5,72 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (3,40 miliardi di metri cubi) registrano una riduzione del 5,3% rispetto al periodo di confronto.
CICLO DEL VALORE DEL SETTORE GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
Il settore Global Gas & LNG Portfolio (GGP) è presente nelle seguenti fasi della catena del valore del gas: approvvigionamento, trading e marketing di gas naturale e GNL. Eni vanta la leadership nel mercato europeo del gas grazie ai vantaggi competitivi assicurati dalla disponibilità di gas con contratti di lungo termine, una presenza multi-Country, accesso alle infrastrutture, know-how e relazioni di lungo termine con i Paesi produttori. L'integrazione con le attività upstream consente inoltre al settore GGP di Eni di cogliere le opportunità di crescita nel mercato gas e di valorizzare le riserve di gas equity.
(a) Inclusi gli autoconsumi.
DISPONIBILITÀ E VENDITA DI GAS NATURALE (miliardi metri cubi)
(a) Sono inclusi i volumi di gas commercializzati a Eni Plenitude.
COMMERCIALIZZAZIONE IN ITALIA ED EUROPA
Il mercato europeo del gas è stato caratterizzato dalla riduzione dei consumi causata dal clima mite e come risposta ai prezzi elevati nei settori price sensitive come quello industriale. In tale scenario, la domanda gas ha evidenziato un decremento rispetto al 2021 di circa il 10% nei consumi nazionali e di circa il 13% nell'Unione Europea. Le vendite di gas naturale di 60,52 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity) hanno riportato una riduzione di 9,93 miliardi di metri cubi rispetto al 2021, pari al 14,1% principalmente a seguito delle minori vendite in Italia e nei mercati extraeuropei.
VENDITE DI GAS PER MERCATO
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|
| 30,67 | 36,88 | 37,30 | 37,98 | 39,17 |
| 12,22 | 13,37 | 12,89 | 13,08 | 14,67 |
| 9,31 | 12,13 | 12,73 | 12,13 | 12,49 |
| 2,89 | 4,07 | 4,21 | 4,62 | 4,40 |
| 0,83 | 0,94 | 1,34 | 1,90 | 1,50 |
| 5,42 | 6,37 | 6,13 | 6,25 | 6,11 |
| 29,85 | 33,57 | 27,69 | 34,87 | 37,43 |
| 27,41 | 28,01 | 23,00 | 26,72 | 29,17 |
| 2,43 | 2,89 | 3,67 | 4,37 | 3,42 |
| 24,98 | 25,12 | 19,33 | 22,35 | 25,75 |
| 3,93 | 3,75 | 3,94 | 4,22 | 4,65 |
| 3,58 | 0,69 | 0,35 | 2,19 | 1,93 |
| 4,24 | 3,47 | 3,58 | 3,78 | 5,29 |
| 1,92 | 2,65 | 1,62 | 1,75 | 2,22 |
| 7,62 | 8,50 | 4,59 | 5,56 | 6,53 |
| 3,62 | 5,80 | 5,01 | 4,47 | 4,95 |
| 0,07 | 0,26 | 0,24 | 0,38 | 0,18 |
| 2,44 | 5,56 | 4,69 | 8,15 | 8,26 |
| 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 |
| (miliardi di metri cubi) |
Le vendite in Italia pari a 30,67 miliardi di metri cubi sono in riduzione del 16,8%, principalmente per effetto dei minori volumi commercializzati all'Hub e presso il settore industriale e dei grossisti. In diminuzione i ritiri degli importatori in Italia (2,43 miliardi di metri cubi; -15,9% rispetto al 2021) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.
Le vendite sui mercati europei di 24,98 miliardi di metri cubi
sono sostanzialmente in linea rispetto al 2021.
Le vendite nei mercati extra europei pari a 2,44 miliardi di metri cubi hanno registrato una riduzione del 56,1% rispetto allo scorso esercizio (-3,12 miliardi di metri cubi) a seguito dei minori volumi GNL commercializzati nei mercati asiatici. Di seguito è descritta la presenza Eni nei principali mercati europei:
Benelux
Eni è attiva in Benelux nei segmenti industriali, grossista, termoelettrico. Nel 2022 le vendite ammontano a 4,24 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,77 miliardi di metri cubi rispetto al 2021 (pari a +22,2%) a seguito delle azioni di ottimizzazione.
Francia
Eni è presente in Francia in tutti i segmenti di mercato attraverso le proprie strutture commerciali dirette e la società Eni Gas & Power France SA. Nel 2022, le vendite in Francia di Eni sono state complessivamente di 3,62 miliardi di metri cubi (comprensive delle vendite alle società del gruppo Plenitude) con un decremento di 2,18 miliardi di metri cubi, pari al 37,6%, rispetto al 2021 principalmente dovuto alle minori azioni di ottimizzazione del portafoglio e alle minori vendite effettuate alle compagnie locali di distribuzione.
Germania/Austria
Eni nel 2022 ha venduto 3,58 miliardi di metri cubi di gas nei mercati di Germania e Austria con un incremento di 2,89 miliardi di metri cubi, più che quintuplicati rispetto all'anno precedente per effetto dell'ottimizzazione di portafoglio e dei maggiori volumi venduti alle società di distribuzione.
Spagna
Eni è presente nel mercato spagnolo del gas naturale attraverso la vendita di gas naturale ai clienti del settore industriale, grossisti e termoelettrico. Nel 2022, le vendite in Spagna sono state di 3,93 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,18 miliardi di metri cubi (+4,8%) rispetto al 2021 grazie alle maggiori vendite ai clienti grossisti e industriali.
Turchia
Eni commercializza gas naturale attraverso il gasdotto Blue Stream. Nel 2022, le vendite sono state di 7,62 miliardi di metri cubi di gas, con un decremento di 0,88 miliardi di metri cubi, pari al 10,4% rispetto al 2021 per effetto dei minori ritiri effettuati da Botas.
Regno Unito
Eni commercializza nel Regno Unito gas naturale attraverso la consociata EGEM (Eni Global Energy Market) che, tra l'altro, vende il gas equity prodotto dai giacimenti Eni nel Mare del Nord e opera nei principali hub del Nord Europa (NBP, Zeebrugge, TTF). Nel 2022, le vendite Eni sono state di 1,92 miliardi di metri cubi con un decremento di 0,73 miliardi di metri cubi, pari al 27,5% rispetto al 2021 a seguito della riduzione dei volumi venduti a clienti industriali e all'hub.
1.2 GNL
Eni è presente in tutte le fasi della filiera del GNL: liquefazione, gas feeding, shipping, rigassificazione e vendita.
Nel mese di giugno Eni è entrata nel progetto North Field East LNG del Qatar, il più grande al mondo, espandendo la propria presenza in Medio Oriente e ottenendo l'accesso a un Paese leader nella produzione di GNL. Nel mese di agosto, inoltre, è stato acquisito l'impianto di liquefazione galleggiante Tango FLNG che sarà utilizzato in Congo, nell'ambito del progetto di sviluppo delle riserve gas del Blocco Marine XII. L'impianto ha una capacità di produzione di GNL pari a circa 0,6 milioni di tonnellate/anno (circa 1 miliardo di metri cubi standard/anno). Inoltre, a dicembre
2 Trasporto internazionale
Eni dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei e nordafricani funzionale all'importazione e alla commercializzazione in Italia e in Europa del gas naturale proveniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia.
Di seguito viene fornita una descrizione dei principali gasdotti:
- • il gasdotto TTPC per l'importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 740 chilometri (due linee lunghe ciascuna 370 chilometri) e della capacità di trasporto al punto di consegna di Oued Saf Saf di 34,3 miliardi di metri cubi/ anno. Dotato di cinque stazioni di compressione, attraversa il territorio tunisino dalla località di Oued Saf Saf, alla frontiera algerina, fino alla località di Cap Bon, sul Canale di Sicilia, dove si connette con il gasdotto TMPC;
- • il gasdotto TMPC per l'importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 775 chilometri (cinque linee lunghe ciascuna 155 chilometri) e della capacità di trasporto di 33,5 miliardi di metri cubi/anno. Realizza l'attraversamento sottomarino del Canale di Sicilia da Cap Bon a Mazara del Vallo, punto di ingresso in Italia;
- • il gasdotto GreenStream per l'importazione del gas libico
nell'ambito dello stesso progetto, è stato firmato un contratto chiavi in mano per la costruzione, l'installazione e le attività di commissioning di una unità galleggiante FLNG con una capacità di 2,4 milioni di tonnellate/anno, che insieme alla nave Tango FLNG acquistata in precedenza, accelererà il piano di sviluppo Eni nell'area. La produzione di GNL è prevista raggiungere la capacità a plateau di 3 milioni di tonnellate/anno nel 2025.
Le vendite di GNL (9,4 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) diminuiscono del 13,8% rispetto al 2021. Nel 2022 le principali fonti di approvvigionamento GNL sono state il Qatar, l'Egitto, la Nigeria e l'Indonesia.
prodotto dai giacimenti di Wafa e Bahr Essalam operati da Eni. Il gasdotto, composto da una linea di 516 chilometri, realizza l'attraversamento sottomarino del Mar Mediterraneo collegando l'impianto di trattamento di Mellitah sulla costa libica con Gela in Sicilia, punto di ingresso nella rete nazionale di gasdotti. La capacità originaria del gasdotto ammonta a circa 11,5 miliardi di metri cubi/anno;
• il gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero. Posato a profondità record (oltre 2.150 metri), il gasdotto sviluppa complessivamente 774 chilometri su due linee e ha una capacità di trasporto di 16 miliardi di metri cubi/anno.
Nell'ambito dell'ottimizzazione del portafoglio, nel mese di gennaio 2023, è stata perfezionata l'operazione di acquisto da parte di Snam del 49,9% delle partecipazioni detenute (direttamente e indirettamente) da Eni nelle società che gestiscono i due gruppi di gasdotti internazionali che collegano l'Algeria all'Italia, in particolare il gasdotto onshore TTPC e il gasdotto TMPC. Tali partecipazioni sono state conferite da Eni nella società SeaCorridor Srl della quale Snam ha acquistato il 49,9% del capitale sociale, mentre il restante 50,1% continua ad essere detenuto da Eni. Eni e Snam esercitano un controllo congiunto su SeaCorridor, sulla base dei principi di governance paritetica.
APPROVVIGIONAMENTO DI GAS NATURALE
| (miliardi di metri cubi) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 3,40 | 3,59 | 7,47 | 5,57 | 5,46 |
| Russia | 17,20 | 30,21 | 22,49 | 24,36 | 26,10 |
| Algeria (incluso il GNL) | 11,86 | 10,12 | 5,22 | 6,66 | 12,02 |
| Libia | 2,62 | 3,18 | 4,44 | 5,86 | 4,55 |
| Paesi Bassi | 1,39 | 1,41 | 1,11 | 4,12 | 3,95 |
| Norvegia | 6,75 | 7,52 | 7,19 | 6,43 | 6,75 |
| Regno Unito | 1,91 | 2,65 | 1,62 | 1,75 | 2,21 |
| Indonesia (GNL) | 1,36 | 1,81 | 1,15 | 1,58 | 3,06 |
| Qatar (GNL) | 2,56 | 2,30 | 2,47 | 2,79 | 2,56 |
| Altri acquisti di gas naturale | 8,11 | 2,39 | 5,24 | 7,90 | 5,50 |
| Altri acquisti di GNL | 3,43 | 5,80 | 3,76 | 3,40 | 1,97 |
| Estero | 57,19 | 67,39 | 54,69 | 64,85 | 68,67 |
| Totale approvvigionamenti delle società consolidate | 60,59 | 70,98 | 62,16 | 70,42 | 74,13 |
| Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio | 0,00 | (0,86) | 0,52 | 0,08 | 0,08 |
| Perdite di rete, differenze di misura e altre variazioni | (0,07) | (0,04) | (0,03) | (0,22) | (0,18) |
| Disponibilità per la vendita delle società consolidate | 60,52 | 70,08 | 62,65 | 70,28 | 74,03 |
| Disponibilità per la vendita delle società collegate | 0,00 | 0,37 | 2,34 | 2,57 | 2,57 |
| TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA | 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 |
VENDITE DI GAS PER ENTITÀ
| (miliardi di metri cubi) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Vendite delle società consolidate | 60,52 | 69,99 | 62,58 | 70,17 | 73,68 |
| Italia (inclusi autoconsumi) | 30,67 | 36,88 | 37,30 | 37,98 | 39,17 |
| Resto d'Europa | 27,41 | 27,69 | 21,54 | 25,21 | 27,42 |
| Extra Europa | 2,44 | 5,42 | 3,74 | 6,98 | 7,09 |
| Vendite delle società collegate (quota Eni) | 0,00 | 0,46 | 2,41 | 2,68 | 2,92 |
| Resto d'Europa | 0,00 | 0,32 | 1,46 | 1,51 | 1,75 |
| Extra Europa | 0,00 | 0,14 | 0,95 | 1,17 | 1,17 |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 |
VENDITE DI GNL
| (miliardi di metri cubi) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Europa | 7,0 | 5,4 | 4,8 | 5,5 | 4,7 | |
| Extra Europa | 2,4 | 5,5 | 4,7 | 4,6 | 5,6 | |
| Totale vendite | 9,4 | 10,9 | 9,5 | 10,1 | 10,3 |
INFRASTRUTTURE DI TRASPORTO
| Tratta | Linee (n.) |
Lunghezza complessiva (km) |
Diametro (pollici) |
Capacità di trasporto(a) (mld mc/a) |
Stazioni di compressione (n.) |
|---|---|---|---|---|---|
| TTPC (Oued Saf Saf-Cap Bon) | 2 linee da 370 km | 740 | 48 | 34,3 | 5 |
| TMPC (Cap Bon-Mazara del Vallo) | 5 linee da 155 km | 775 | 20/26 | 33,5 | |
| Greenstream (Mellitah-Gela) | 1 linea da 516 km | 516 | 32 | 11,5 | 1 |
| Blue Stream (Beregovaya-Samsun) | 2 linee da 387 km | 774 | 24 | 16,0 | 1 |
(a) Comprende sia la capacità di transito sia il quantitativo destinato ai mercati locali e prelevato in vari punti lungo il gasdotto.
INVESTIMENTI TECNICI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Mercato | 2 | 5 | 3 | 19 | |
| Italia | 8 | ||||
| Estero | 2 | 5 | 3 | 11 | |
| Trasporto internazionale | 21 | 19 | 6 | 12 | 7 |
| TOTALE INVESTIMENTI TECNICI | 23 | 19 | 11 | 15 | 26 |
ENERGY EVOLUTION
Refining & Marketing e Chimica Plenitude & Power Attività Ambientali
Refining & Marketing e Chimica
| PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,81 | 0,80 | 0,80 | 0,27 | 0,56 |
| di cui: dipendenti | 0,95 | 1,13 | 1,17 | 0,24 | 0,49 | |
| contrattisti | 0,69 | 0,49 | 0,48 | 0,29 | 0,62 | |
| Ricavi della gestione caratteristica(b) | (€ milioni) | 59.178 | 40.374 | 25.340 | 42.360 | 46.483 |
| Utile (perdita) operativo | 460 | 45 | (2.463) | (682) | (501) | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 1.929 | 152 | 6 | 21 | 360 | |
| - Refining & Marketing | 2.183 | (46) | 235 | 289 | 370 | |
| - Chimica | (254) | 198 | (229) | (268) | (10) | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 1.914 | 62 | (246) | (42) | 224 | |
| Investimenti tecnici | 878 | 728 | 771 | 933 | 877 | |
| Lavorazioni bio | (migliaia di tonnellate) | 543 | 665 | 710 | 311 | 253 |
| Capacità di bioraffinazione | (milioni di tonnellate/anno) | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 0,4 |
| Tasso di utilizzo medio delle bioraffinerie | (%) | 53 | 65 | 63 | 44 | 63 |
| Grado di conversione del sistema di raffinazione oil | 42 | 49 | 54 | 54 | 54 | |
| Capacità bilanciata delle raffinerie (quota Eni) | (migliaia di barili/giorno) | 528 | 548 | 548 | 548 | 548 |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti di raffinazione tradizionale |
79 | 76 | 69 | 88 | 91 | |
| Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | (milioni di tonnellate) | 7,50 | 7,23 | 6,61 | 8,25 | 8,39 |
| Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo | (numero) | 5.243 | 5.314 | 5.369 | 5.411 | 5.448 |
| Erogato medio per stazioni di servizio rete Europa | (migliaia di litri) | 1.587 | 1.521 | 1.390 | 1.766 | 1.776 |
| Grado di efficienza della rete | (%) | 1,20 | 1,19 | 1,22 | 1,23 | 1,20 |
| Produzione di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 6.775 | 8.476 | 8.073 | 8.068 | 9.483 |
| Vendite di prodotti petrolchimici | 3.676 | 4.451 | 4.339 | 4.295 | 4.946 | |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici | (%) | 59 | 66 | 65 | 67 | 76 |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 13.132 | 13.072 | 11.471 | 11.626 | 11.457 |
| - di cui all'estero | 4.146 | 4.044 | 2.556 | 2.591 | 2.594 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
6,00 | 6,72 | 6,65 | 7,97 | 8,19 |
| Emissioni di GHG (Scope 1)/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalle raffinerie |
(tonnellate CO2 eq./migliaia di tonnellate) |
233 | 228 | 248 | 248 | 253 |
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
(b) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
Il settore Refining & Marketing e Chimica è impegnato nell'approvvigionamento di greggi, stoccaggio, produzione, distribuzione e commercializzazione di prodotti petroliferi e biocarburanti, produzione e distribuzione di prodotti chimici di base, intermedi, materie plastiche, elastomeri e chimica da fonti rinnovabili. Include i risultati delle attività del business Refining & Marketing e del business della Chimica che sono stati accorpati in un unico settore in quanto presentano caratteristiche simili.
Il business Refining & Marketing è focalizzato: nella lavorazione di greggi, produzione e stoccaggio di prodotti petroliferi in Italia, Germania e Medio Oriente (attraverso il 20% interest in ADNOC Refining) e produzione di biocarburanti in Italia presso le bioraffinerie di Venezia e Gela, in grado di lavorare biofeedstock sostenibili; nella distribuzione e commercializzazione di prodotti oil (benzine, gasoli, biodiesel, GPL, lubrificanti), e non-oil attraverso i punti vendita rete in Italia e in Europa, e di prodotti petroliferi sul mercato extrarete, costituito prevalentemente da rivenditori, imprese industriali, società di servizi, Enti pubblici e le imprese municipalizzate, condomini, operatori del settore agricolo e della pesca; in altre vendite, prevalentemente a grandi clienti quali le oil companies e infine nell'erogazione di servizi di smart mobility con il marchio Enjoy.
A gennaio 2023, nell'ambito della strategia satellitare di Eni di creare nuove entità dedicate per accelerare la decarbonizzazione del portafoglio clienti del Gruppo (emissioni Scope 3), è stata costituita Eni Sustainable Mobility. Questa Società integrata verticalmente supporterà la transizione energetica di Eni abbinando all'offerta di carburanti sempre più sostenibili, servizi avanzati dedicati agli automobilisti in Italia e in Europa, facendo leva su una rete di 5 mila stazioni di servizio, che saranno potenziate per supportare anche la mobilità elettrica e quella basata sull'idrogeno. Eni Sustainable Mobility gestirà le bioraffinerie di Eni, il business del biometano e proseguirà lo sviluppo di nuovi progetti, tra cui lo sviluppo di una bioraffineria in Louisiana (USA) in Joint venture paritetica con PBF e quelli di Livorno e Pengerang in Malesia, attualmente in fase di valutazione.
Il business della Chimica è gestito attraverso Versalis, società controllata al 100% da Eni, che opera a livello internazionale nei settori della chimica di base e degli intermedi, delle materie plastiche, delle gomme e della chimica da fonti rinnovabili. L'attività è gestita attraverso le sue sei aree di business: intermedi, polietilene, stirenici, elastomeri, biochem, moulding e compounding.
Refining & Marketing
Eni è attiva nel settore della raffinazione in Italia e all'estero e opera attraverso impianti tradizionali di raffinazione di proprietà e partecipati, nonché impianti riconvertiti in bioraffinerie.
CICLO PRODUZIONE PRODOTTI PETROLIFERI
I valori espressi in milioni di tonnellate si riferiscono al 2022.
1. Raffinazione
Nel 2022, la capacità bilanciata del sistema di raffinazione Eni è stata di circa 26,4 milioni di tonnellate (528 mila barili/giorno) con un indice di conversione del 42%. La capacità bilanciata delle raffinerie di proprietà è stata di 18,4 milioni di tonnellate (368 mila barili/giorno), con un indice di conversione del 38%. Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio in Europa nel 2022 sono state di 18,84 milioni di tonnellate, sostanzialmente in linea rispetto al 2021.
SISTEMA DI RAFFINAZIONE 2022
| Quota di partecipazione |
Capacità di raffinazione bilanciata (quota Eni)(a) |
Tasso di utilizzo della capacità bilanciata (quota Eni) |
Conversione equivalente(b) |
Cracking catalitico a letto fluido - FCC(c) |
Residue Conversion(c) |
Hydrocracking(c) | Visbreaking/ Thermal Cracking(c) |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (%) | (mgl bl/g) | (%) | (%) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | |
| Raffinerie di proprietà | 368 | 72 | 38 | 38 | 51 | 76 | 0 | |
| Italia | ||||||||
| Sannazzaro | 100 | 180 | 81 | 40 | 38 | 26 | 59 | 0 |
| Taranto | 100 | 104 | 70 | 56 | 25 | 17 | ||
| Livorno | 100 | 84 | 55 | 11 | ||||
| Raffinerie partecipate | 160 | 91 | 51 | 136 | 28 | 97 | 40 | |
| Italia | ||||||||
| Milazzo | 50 | 100 | 92 | 60 | 50 | 28 | 36 | |
| Germania | ||||||||
| Vohburg/Neustadt (Bayernoil) | 20 | 41 | 86 | 36 | 45 | 38 | 14 | |
| Schwedt | 8,33 | 19 | 101 | 31 | 41 | 23 | 26 | |
| TOTALE | 528 | 79 | 42 | 173 | 79 | 172 | 40 |
(a) La capacità di raffinazione bilanciata totale in quota Eni si ridetermina in 691 mgl b/g includendo la partecipazione del 20% in ADNOC Refining.
(b) Conversione equivalente: capacità equivalente cracking catalitico/capacità topping (% wt).
(c) Le capacità degli impianti di conversione sono al 100%.
ITALIA
Il sistema di raffinazione Eni in Italia è costituito da 3 raffinerie di proprietà (Sannazzaro, Livorno e Taranto) e dalla quota di partecipazione del 50% nella raffineria di Milazzo. Ciascuna delle raffinerie Eni ha una propria connotazione operativa e strategica finalizzata a massimizzare il valore associato alla struttura impiantistica, al posizionamento geografico rispetto ai mercati di sbocco e all'integrazione con le attività Eni.
Sannazzaro ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 180 mila barili/giorno e un indice di conversione del 40%. Situata nella Pianura Padana, è una delle raffinerie più efficienti d'Europa e la sua elevata flessibilità consente di lavorare un'ampia varietà di greggi. La raffineria dispone di due impianti di distillazione primaria e di relative facilities, in particolare due unità di vacuum e tre unità di desolforazione. La conversione si attua attraverso l'unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), due unità di conversione distillati medi hydrocracking (HDC), due unità di reforming e l'unità di conversione visbreaking alla quale è associata un'unità di gassificazione del tar (residuo pesante da visbreaker) per la produzione di gas di sintesi destinato alla produzione di energia elettrica.
Taranto ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 104 mila barili/giorno e un indice di conversione del 56%. Tale raffineria gode di una posizione di forza sul mercato in quanto è l'unico impianto presente nell'Italia meridionale continentale, essendo inoltre integrata col segmento upstream attraverso i giacimenti della Val d'Agri (Eni 61%) e Temparossa in Basilicata collegati a Taranto attraverso un oleodotto. La raffineria è dotata di un'unità di topping-vacuum, un impianto per l'hydrocraking dei residui di lavorazione e uno per l'hydrocraking del gasolio, un platforming nonché di due unità di desolforazione.
Livorno ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 84 mila barili/giorno, un indice di conversione dell'11% e produce lubrificanti e specialties. La raffineria è connessa tramite un oleodotto al deposito di Calenzano (Firenze) ed è dotata di un'unità di topping-vacuum, un platforming, due unità di desolforazione, un'unità di dearomatizzazione (DEA) per la produzione di carburanti, un impianto di de-asphalting a propano (PDA), un'unità per l'estrazione degli aromatici e de-waxing utilizzate per la produzione di basi lubrificanti nonché di un impianto di blending e filling per la produzione di lubrificanti finiti.
Milazzo partecipata in forma paritaria da Eni e Kuwait Petroleum Italia, con una capacità di raffinazione primaria bilanciata in quota Eni di 100 mila barili/giorno e un indice di conversione del 60%, è situata sulla costa settentrionale della Sicilia. L'attività della raffineria riguarda principalmente l'esportazione e la fornitura dei depositi costieri italiani. La raffineria dispone di due impianti di distillazione primaria e una unità di vacuum, di due unità di desolforazione, di un'unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), di un'unità di conversione distillati medi hydrocracking (HDC), di una unità di reforming e di un'unità di trattamento dei residui (LC-Finer).
ESTERO
In Germania, Eni possiede una partecipazione dell'8,33% nella raffineria di Schwedt (PCK) e una partecipazione del 20% in Bayernoil, un polo di raffinazione integrato che comprende le raffinerie di Vohburg e Neustadt. La capacità di raffinazione in quota Eni è di circa 60 mila barili/giorno utilizzata per l'approvvigionamento delle reti di distribuzione in Baviera e nella Germania Orientale.
2. Bioraffinazione
Eni, in Italia, ha riconvertito i siti di Venezia e Gela in moderne bioraffinerie, con una capacità installata a regime di 1,1 milioni di tonnellate/anno, in grado di produrre diesel a minore contenuto carbonico attraverso la tecnologia proprietaria EcofiningTM.
Venezia (Porto Marghera): nel giugno 2014 è stata avviata la bioraffineria di Porto Marghera, della capacità di circa 0,4 milioni di tonnellate/anno, in grado di trasformare biofeedstock (sia olio vegetale che rifiuti e residui) in biocarburanti, sfruttando la tecnologia Eni (EcofiningTM).
Gela: nel 2020 è stata raggiunta la piena operatività grazie all'applicazione della tecnologia di conversione EcofiningTM, sviluppata da Eni, in grado di convertire oli vegetali e feedstock costituito da rifiuti e residui, quali oli usati da cucina e grassi animali, in HVO. Le caratteristiche dell'impianto insieme ad una forte strategia di approvvigionamento, consentono di produrre HVO nel rispetto dei recenti vincoli normativi in termini di riduzione delle emissioni di GHG lungo tutto il ciclo di vita del prodotto. A marzo 2021 è stata avviata l'Unità di Trattamento Biomasse (BTU) per ampliare la gamma di materie prime da trattare da parte dell'impianto, consentendo la sostituzione dell'olio di palma con materie prime più sostenibili.
Nel 2022 i volumi di biofeedstock processati sono pari a 543 mila tonnellate in diminuzione del 18,3% rispetto al 2021 (-122 mila tonnellate), a seguito delle fermate della bioraffineria di Gela occorse nei primi mesi dell'anno in parte compensate dalle maggiori lavorazioni presso la bioraffineria di Venezia (+33 mila tonnellate). Inoltre, l'incidenza dell'olio di palma nella produzione di biodiesel è stata ridotta di circa 28 punti percentuali rispetto al 2021 grazie all'avvio della linea BTU, Biomass Treatment Unit.
Ad ottobre Eni ha definitivamente concluso l'approvvigionamento di olio di palma in uso nelle bioraffinerie di Venezia e Gela per la produzione di biocarburanti idrogenati.
Nel 2022 sono state esitate produzioni di biocarburanti (HVO) per circa 428 mila tonnellate secondo le certificazioni in uso (Direttive Europee RED e correlate), in riduzione del 27%.
Ad ottobre, è partito il primo cargo di olio vegetale per la bioraffinazione, prodotto nell'agri-hub Eni di Makueni in Kenya, diretto alla bioraffineria di Gela. L'olio vegetale è ottenuto tramite la spremitura di sementi di ricino, di croton e di cotone. In Kenya, la produzione iniziale di 2.500 tonnellate nel 2022 è prevista salire rapidamente a 20.000 tonnellate nel 2023. Questo progetto segna l'avvio dell'innovativo modello di agri-business di Eni, integrato verticalmente con le bioraffinerie ed in grado di fornire materie prime sostenibili non concorrenti con la filiera alimentare e di dare un contributo significativo allo sviluppo locale e all'economia circolare. Questo modello sarà replicato in altri Paesi africani, partner Eni di lunga data.
Nell'ambito della strategia di decarbonizzazione di Eni e con l'obiettivo di aumentare la disponibilità di prodotti decarbonizzati e sostenibili e di traguardare i target di riduzione delle emissioni Scope 1+2+3, ad ottobre è stato avviato uno studio di fattibilità economica della costruzione e gestione di una bioraffineria a Livorno. Il progetto prevede tre nuovi impianti per la produzione di biocarburanti idrogenati: un'unità di pretrattamento delle cariche biogeniche, un impianto Ecofining™ da 500 mila tonnellate/anno e un impianto per la produzione di idrogeno da gas metano. Il piano di trasformazione della raffineria di Livorno sarà oggetto di un percorso di confronto con le istituzioni del territorio e con le organizzazioni sindacali di categoria nell'ambito del modello relazioni industriali partecipativo e inclusivo.
Nel mese di dicembre Eni, Euglena e Petronas hanno avviato una collaborazione per valutare la fattibilità economica di costruzione e gestione di una bioraffineria in Malesia nel Pengerang Integrated Complex (PIC). I tre partner stanno effettuando gli studi di fattibilità tecnica ed economica per il progetto proposto. Si prevede che la decisione sull'investimento venga presa entro il 2023 e che l'impianto possa essere operativo entro il 2025. La capacità di lavorazione attesa della bioraffineria è di circa 650 mila tonnellate l'anno con una capacità produttiva prevista fino a 12.500 barili al giorno di biocarburante (SAF, HVO e bionafta), lavorati a partire da materie prime che non sono in competizione con la filiera alimentare. La bioraffineria utilizzerà la tecnologia Honeywell UOP's Ecofining™, sviluppata da Eni in collaborazione con Honeywell UOP.
A febbraio 2023, è stato annunciato un accordo di collaborazione con la società di raffinazione PBF relativo al progetto di bioraffinazione St. Bernard Renewables LLC (SBR) in fase di costruzione in Louisiana (Stati Uniti d'America) attraverso una JV paritetica. L'operazione, soggetta alle consuete condizioni di closing, prevede da parte della consociata Eni Sustainable Mobility un apporto di capitale pari a \$835 milioni e delle tecnologie di bioraffinazione. L'avvio dell'impianto è atteso nella prima metà del 2023 con l'obiettivo di una capacità di trattamento di circa 1,1 mln di tonnellate/anno per la produzione principalmente di HVO Diesel.
CICLO PRODUTTIVO DEI BIOCARBURANTI
Iniziative di mobilità sostenibile
Nell'ambito del percorso finalizzato alla decarbonizzazione dei trasporti e della mobilità, Eni ha sottoscritto una lettera d'intenti con IVECO, volta allo sviluppo di una piattaforma integrata di mobilità sostenibile per le flotte di veicoli commerciali, attraverso l'offerta di mezzi innovativi alimentati con biocarburanti e vettori energetici sostenibili, quali il biocarburante HVO (Hydrotreated Vegetable Oil, o Olio Vegetale Idrogenato), il biometano, l'idrogeno e l'elettrico, e delle relative infrastrutture. Tra gli ambiti di collaborazione è previsa l'offerta di HVO puro al 100% rivolta ai veicoli pesanti IVECO dotati di motorizzazione compatibile. Il biocarburante di alta qualità HVO ha origine vegetale e da scarti, prodotto attraverso la tecnologia proprietaria Ecofining™ nelle bioraffinerie Eni di Venezia e Gela. L'HVO puro al 100% consente di abbattere le emissioni di CO2 (calcolate lungo tutto il ciclo di vita) tra il 60% e il 90% rispetto al mix fossile di riferimento.
Inoltre, Eni e IVECO intendono accelerare la disponibilità sul mercato del biometano, combustibile rinnovabile ottenuto da scarti agroindustriali, sia compresso (CNG) sia liquefatto (LNG), anche attraverso possibili partnership in Italia e all'estero.
Per lo sviluppo dei progetti di decarbonizzazione del trasporto aereo, Eni ha firmato a dicembre un accordo con DHL Express Italy e con il Gruppo SEA, che gestisce l'aeroporto di Milano Malpensa e Milano Linate per la sperimentazione di Eni Biojet, il SAF (Sustainable Aviation Fuel) miscelato al 20% con JetA1 e prodotto esclusivamente da materie prime di scarto, grassi animali e oli vegetali esausti. Nel 2022, alcuni voli partenti da Malpensa sono stati alimentati anche con SAF prodotti da Eni presso la Raffineria di Livorno in partnership con la bioraffineria di Gela.
A febbraio 2023, è stato firmato un Memorandum of Understanding (MoU) con Saipem, con l'obiettivo di utilizzare carburanti di natura biogenica sui mezzi navali di perforazione e costruzione di Saipem, con particolare riferimento alle operazioni nell'area del Mar Mediterraneo. Tale accordo rappresenta un'importante milestone per Eni e Saipem, a conferma dell'impegno reciproco nella diversificazione delle fonti energetiche e nella riduzione dell'impronta carbonica nelle operazioni offshore.
Nell'ambito dello sviluppo della mobilità ad idrogeno, è stata inaugurata a giugno una nuova Eni Station a Mestre (Venezia), prima in Italia, in ambito urbano e aperta al pubblico per il rifornimento di idrogeno per la mobilità su strada. L'impianto è dotato di due punti di erogazione, con una potenzialità di oltre 100 kg/giorno, che possono caricare autoveicoli in circa 5 minuti e autobus.
Inoltre, nel mese di ottobre, due progetti di sviluppo di idrogeno verde di Eni ed Enel Green Power sono stati inseriti tra i beneficiari italiani del supporto pubblico autorizzato dalla Commissione europea nell'ambito di IPCEI Hy2Use, il progetto comune di interesse europeo nato per sostenere la catena del valore dell'idrogeno. I due elettrolizzatori dalla capacità di 20 MW e 10 MW saranno realizzati rispettivamente all'interno della bioraffineria Eni di Gela, in Sicilia, e della raffineria Eni di Taranto. Entrambi gli impianti adotteranno la tecnologia PEM (polymer electrolyte membrane).
(a) Il dato relativo alla capacità si riferisce alla capacità bilanciata in quota Eni nel 2022.
(b) Successivamente al primo trimestre 2022, con l'aggressione militare della Russia all'Ucraina, Eni ha interrotto l'acquisto di greggio Russo cargo market; la raffineria PCK nel corso dell'anno ha continuato a rifornirsi di greggio Ural attraverso l'oleodotto di Druzbha. La riduzione di greggi acquistati dalla Russia è stata compensata con volumi provenienti dall'Asia centrale e dal Nord Africa.
3. Logistica
Eni è uno dei principali operatori in Italia nello stoccaggio e nel trasporto di prodotti petroliferi disponendo di una struttura logistica integrata composta da una rete di oleodotti e da un sistema di 15 depositi di proprietà a gestione diretta distribuiti sul territorio nazionale e da un deposito gestito attraverso la società controllata Petroven, posseduta al 100% da dicembre 2019. La logistica Eni è organizzata in quattro gestioni operative ("depositi nord", "depositi centro", "depositi sud e gpl" e "oleodotti") responsabili della movimentazione e dello stoccaggio dei flussi dei prodotti, in grado di garantire elevati standard tecnici e di sicurezza (HSE e asset integrity), nonché l'ottimizzazione dei costi e la continua disponibilità di prodotto lungo tutto il territorio nazionale. Eni inoltre partecipa in 7 joint venture in ambito logistico con altri partner italiani (Sigemi, Seram, Disma, Seapad, Toscopetrol, Porto Petroli Genova e Costiero Gas Livorno) attraverso le quali gestisce altri depositi localizzati e oleodotti. Eni, inoltre, opera nel settore del trasporto di petrolio e di prodotti petroliferi: (i) via mare, mediante l'utilizzo di navi cisterna con contratti di noleggio spot e long-term; (ii) via terra, attraverso una rete di oleodotti della quale 1.156 chilometri in esercizio. La distribuzione secondaria dei prodotti è affidata a società terze, proprietarie anche dei mezzi, selezionate come market leader nel proprio settore.
4. Ossigenati
Eni, attraverso la controllata Ecofuel (100% Eni), ha venduto circa 1,08 milioni di tonnellate/anno di ossigenati, principalmente eteri (MTBE/ETBE utilizzati come booster ottanico) ed alcooli (metanolo/etanolo utilizzati principalmente ai fini chimici e fuel).
La disponibilità di prodotto è assicurata per l'81% da produzioni proprie ottenute negli stabilimenti in Italia (Ravenna), in Arabia Saudita (in joint venture con Sabic) ed in Venezuela (in joint venture con Pequiven) e per il 19% da acquisti.
Marketing
1. Rete Italia
In Italia, Eni è leader nella distribuzione rete di prodotti petroliferi con una quota di mercato del 21,7%, in diminuzione rispetto
BUSINESS RETE ED EXTRARETE EUROPA - POSIZIONAMENTO DI ENI NEL 2022
al 2021 (22,2%). Nel 2022, le vendite sulla rete in Italia (5,38 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2021 (+0,26 milioni di tonnellate, +5,1%) per effetto dei maggiori volumi commercializzati di benzina e gasolio, come risultante della progressiva riapertura dell'economia e maggiore mobilità delle persone nella prima parte dell'anno. L'erogato medio riferito a benzina e gasolio (1.445 mila litri) è in crescita di 83 mila litri rispetto al 2021.
Al 31 dicembre 2022 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.003 stazioni di servizio con una riduzione di 75 unità rispetto al 31 dicembre 2021 (4.078 stazioni di servizio) per effetto del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (-90 unità), del saldo negativo tra aperture e chiusure sulla rete di proprietà (-9 unità), compensati dall'incremento delle stazioni di servizio in affitto (+24 unità).
2. Rete Europa
Le vendite rete nel Resto d'Europa pari a 2,12 milioni di tonnellate sono sostanzialmente invariate rispetto al 2021, a seguito dei maggiori volumi venduti in Germania, Francia, Spagna e Austria che hanno compensato la riduzione registrata in Svizzera.
Al 31 dicembre 2022 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.240 stazioni di servizio, (+4 unità rispetto al 31 dicembre 2021) principalmente grazie alle aperture in Germania ed Austria, bilanciate dalle riduzioni dei distributori in Svizzera e Francia. L'erogato medio (2.027 mila litri) è aumentato di 2 mila litri rispetto al 2021 (2.025 mila litri).
3. Commercializzazione extrarete
Nel mercato extrarete, Eni commercializza carburanti e combustibili: GPL, nafta, benzina, gasolio, jet fuel, lubrificanti, oli combustibili e bitumi. I clienti sono i rivenditori, le imprese industriali, le società di servizi, gli Enti pubblici e le imprese municipalizzate e i consumatori finali (trasportatori, condomini, operatori del settore agricolo e della pesca, ecc.). Eni mette al servizio della clientela la propria esperienza nel campo dei carburanti e dei combustibili con una gamma di prodotti che copre tutte le esigenze del mercato. L'assistenza ai clienti e la distribuzione dei prodotti sono assicurate dalla capillare organizzazione commerciale e logistica presente su tutto il territorio nazionale articolata in una struttura diretta (uffici territoriali vendite) e una rete indiretta di agenti e rivenditori/concessionari.
Le vendite extrarete in Italia pari a 6,19 milioni di tonnellate sono aumentate del 2,7% rispetto al 2021, per effetto delle maggiori vendite di jet fuel per la ripresa del trasporto aereo che ha compensato le minori vendite presso tutti gli altri segmenti.
Le vendite al settore Petrolchimica (0,39 milioni di tonnellate) sono in diminuzione del 25%.
Le vendite extrarete nel Resto d'Europa, pari a 2,44 milioni di tonnellate, sono aumentate del 11,4% rispetto al 2021, in particolare in Germania, Austria e Spagna.
Le altre vendite in Italia e all'estero (10,76 milioni di tonnellate) sono in riduzione (0,74 milioni di tonnellate; -6,4%) per effetto delle minori vendite ad altre società petrolifere.
L'attività di commercializzazione del GPL in Italia è supportata dalla produzione del circuito di raffinazione e dalla rete logistica di Eni, dalla disponibilità di 2 stabilimenti di imbottigliamento e un deposito secondario di proprietà e dall'importazione di prodotto sui 3 depositi costieri di Livorno, Napoli e Ravenna. Il GPL è utilizzato come combustibile perimpianti diriscaldamento nonché nell'autotrazione. Nel 2022 la quota di mercato Eni sul mercato domestico e autotrazione è stata pari al 15,4%. All'estero, il mercato più rilevante per Eni è l'Ecuador, con una quota di mercato pari al 35,5%. Eni dispone di 5 impianti per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Spagna, Germania, Africa ed Estremo Oriente alcuni dei quali in compartecipazione. Con una gamma di prodotti composta da oltre 650 miscele differenti, Eni vanta un know-how tra i più elevati in campo internazionale nella formulazione di prodotti destinati sia all'autotrazione (oli motore, fluidi speciali e oli trasmissione) sia all'industria (lubrificanti per impianti idraulici, ingranaggi, macchine industriali e lavorazione dei metalli). In Italia, Eni è leader nella produzione e nella commercializzazione di basi lubrificanti, prodotti presso la raffineria di Livorno. Eni possiede anche uno stabilimento perla produzione di additivi perlubrificanti pressoRobassomero (TO). Nel 2022 la quota di mercato detenuta da Eni nel segmento lubrificanti è stata pari al 14,4% in Italia, circa il 2% in Europa e l'1% su base mondiale. Eni distribuisce i propri prodotti in più di 80 Paesi attraverso consociate, contratti di licensing e distributori.
4. Smart mobility
Eni dal 2013 è presente in diverse città italiane con il servizio di vehicle sharing Enjoy, sviluppato in partnership con Fiat. Il servizio è erogato secondo il modello "free floating", cioè con prelievo e restituzione del veicolo in qualsiasi punto all'interno dell'area coperta dal servizio. La fruizione, dall'individuazione, prenotazione e apertura del veicolo e fino al termine del noleggio, è gestita completamente online attraverso app per dispositivi mobili o attraverso il portale web di Enjoy. Dal 2018 il servizio mette a disposizione anche l'uso dei mezzi commerciali in modalità free-floating (Enjoy Cargo) all'interno dell'area di copertura per il trasporto condiviso di "cose".
La flotta Enjoy disponibile a dicembre 2022 è costituita da 2.110 veicoli FIAT 500 e 69 FIAT Cargo distribuiti su alcune delle principali città italiane: Milano (883 FIAT 500 e 32 Cargo), Roma (743 FIAT 500 e 22 Cargo), Torino (243 FIAT 500 e 5 Cargo), Bologna (145 FIAT 500 e 10 Cargo), Firenze (96 FIAT 500).
In coerenza con la strategia di decarbonizzazione, nel 2022 è stata ampliata la collaborazione tra Eni e XEV, attraverso la firma di un accordo di cooperazione per la ricerca e sviluppo di sistemi di mobilità sostenibile in grado di diminuire gli impatti ambientali dei veicoli, per lo sviluppo della tecnologia del battery swapping e per l'assemblaggio delle autovetture della casa automobilistica. L'accordo sottoscritto ha l'obiettivo di sviluppare congiuntamente il settore delle city car elettriche, in particolare l'implementazione della tecnologia del battery swapping di XEV e l'eventuale assemblaggio dei veicoli XEV, o parti di essi, nel territorio italiano nonché la gestione del ciclo di vita delle batterie delle auto, dalla produzione al montaggio, manutenzione e fine vita tramite riciclo.
Nel corso del 2022, la flotta Enjoy è stata ampliata mediante l'introduzione delle city car XEV YOYO (248) nelle città di Torino, Bologna, Firenze e Milano. La XEV YOYO è un'automobile elettrica sempre operativa grazie al battery swapping, la sostituzione della batteria in alternativa alla ricarica dalle colonnine.
Nel 2022, il numero medio di noleggi (veicoli FIAT e XEV YOYO) è stato di circa 215.000 noleggi/mese.
ACQUISTI
| (milioni di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Greggi equity | 5,02 | 3,85 | 3,55 | 4,24 | 4,14 |
| Altri greggi | 14,13 | 15,00 | 13,82 | 19,19 | 18,48 |
| Totale acquisti di greggi | 19,15 | 18,85 | 17,37 | 23,43 | 22,62 |
| Acquisti di semilavorati | 0,07 | 0,26 | 0,11 | 0,26 | 0,65 |
| Acquisti di prodotti | 10,66 | 10,66 | 10,31 | 11,45 | 11,55 |
| TOTALE ACQUISTI | 29,88 | 29,77 | 27,79 | 35,14 | 34,82 |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,31) | (0,31) | (0,35) | (0,35) | (0,35) |
| Altre variazioni(a) | (1,57) | (0,89) | (0,69) | (2,08) | (1,27) |
| TOTALE DISPONIBILITÀ | 28,00 | 28,57 | 26,75 | 32,71 | 33,20 |
(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.
DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI PETROLIFERI
| (milioni di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| ITALIA | |||||
| Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà | 13,25 | 14,01 | 12,72 | 17,26 | 16,78 |
| Lavorazioni in conto terzi | (1,70) | (1,71) | (1,75) | (1,25) | (1,03) |
| Lavorazioni sulle raffinerie di terzi | 4,57 | 4,21 | 3,85 | 4,69 | 4,93 |
| Lavorazioni in conto proprio | 16,12 | 16,51 | 14,82 | 20,70 | 20,68 |
| Consumi e perdite | (1,11) | (1,11) | (0,97) | (1,38) | (1,38) |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 15,01 | 15,40 | 13,85 | 19,32 | 19,30 |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 7,02 | 7,38 | 7,18 | 7,27 | 7,50 |
| Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero | (0,40) | (0,67) | (0,66) | (0,68) | (0,54) |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,31) | (0,31) | (0,35) | (0,35) | (0,35) |
| Prodotti venduti | 21,32 | 21,80 | 20,02 | 25,56 | 25,91 |
| TOTALE LAVORAZIONI BIO | 0,54 | 0,67 | 0,71 | 0,31 | 0,25 |
| ESTERO | |||||
| Lavorazioni in conto proprio | 2,72 | 2,27 | 2,18 | 2,04 | 2,55 |
| Consumi e perdite | (0,19) | (0,18) | (0,17) | (0,18) | (0,20) |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 2,53 | 2,09 | 2,01 | 1,86 | 2,35 |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 3,54 | 3,41 | 3,39 | 4,17 | 4,12 |
| Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia | 0,40 | 0,67 | 0,66 | 0,68 | 0,54 |
| Prodotti venduti | 6,47 | 6,17 | 6,06 | 6,71 | 7,01 |
| LAVORAZIONI IN CONTO PROPRIO IN ITALIA E ALL'ESTERO | 18,84 | 18,78 | 17,00 | 22,74 | 23,23 |
| di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity | 5,02 | 3,86 | 3,55 | 4,24 | 4,14 |
| VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO | 27,79 | 27,97 | 26,08 | 32,27 | 32,92 |
| Vendite di greggi | 0,21 | 0,60 | 0,67 | 0,44 | 0,28 |
| TOTALE VENDITE | 28,00 | 28,57 | 26,75 | 32,71 | 33,20 |
| (milioni di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Produzioni: | |||||
| Benzina | 5,36 | 5,01 | 3,99 | 5,80 | 5,97 |
| Gasolio | 7,29 | 7,43 | 6,94 | 8,81 | 8,81 |
| Jet fuel/Cherosene | 1,25 | 0,95 | 0,63 | 1,53 | 1,60 |
| Olio combustibile | 0,83 | 1,26 | 1,61 | 2,07 | 2,25 |
| GPL | 0,23 | 0,30 | 0,42 | 0,40 | 0,42 |
| Lubrificanti | 0,09 | 0,38 | 0,29 | 0,49 | 0,59 |
| Cariche petrolchimiche | 0,85 | 0,78 | 0,67 | 0,76 | 0,72 |
| Altri prodotti | 1,65 | 1,38 | 1,32 | 1,32 | 1,28 |
| Totale produzioni | 17,54 | 17,49 | 15,87 | 21,18 | 21,64 |
| Vendite: | |||||
| Italia | 21,32 | 21,80 | 20,02 | 25,56 | 25,91 |
| Benzina | 1,92 | 1,72 | 1,46 | 1,91 | 1,90 |
| Gasolio | 6,58 | 6,49 | 6,21 | 7,36 | 7,28 |
| Jet fuel/Cherosene | 1,50 | 0,92 | 0,70 | 1,92 | 1,98 |
| Olio combustibile | 0,04 | 0,03 | 0,02 | 0,06 | 0,07 |
| GPL | 0,48 | 0,48 | 0,45 | 0,56 | 0,58 |
| Lubrificanti | 0,05 | 0,08 | 0,08 | 0,08 | 0,08 |
| Cariche petrolchimiche | 0,39 | 0,52 | 0,61 | 0,83 | 0,96 |
| Altri prodotti | 10,36 | 11,56 | 10,49 | 12,84 | 13,06 |
| Resto d'Europa | 5,99 | 5,68 | 5,60 | 6,26 | 6,56 |
| Benzina | 1,11 | 1,06 | 1,13 | 1,31 | 1,30 |
| Gasolio | 2,92 | 2,78 | 2,73 | 3,02 | 3,16 |
| Jet fuel/Cherosene | 0,11 | 0,07 | 0,09 | 0,29 | 0,33 |
| Olio combustibile | 0,13 | 0,08 | 0,13 | 0,09 | 0,13 |
| GPL | 0,06 | 0,06 | 0,05 | 0,06 | 0,07 |
| Lubrificanti | 0,07 | 0,09 | 0,08 | 0,08 | 0,09 |
| Altri prodotti | 1,59 | 1,54 | 1,39 | 1,41 | 1,48 |
| Extra Europa | 0,48 | 0,49 | 0,46 | 0,45 | 0,45 |
| GPL | 0,47 | 0,47 | 0,45 | 0,44 | 0,44 |
| Lubrificanti | 0,01 | 0,02 | 0,01 | 0,01 | 0,01 |
| Mondo | |||||
| Benzina | 3,03 | 2,78 | 2,59 | 3,22 | 3,20 |
| Gasolio | 9,50 | 9,27 | 8,94 | 10,38 | 10,44 |
| Jet fuel/Cherosene | 1,61 | 0,99 | 0,79 | 2,21 | 2,31 |
| Olio combustibile | 0,17 | 0,11 | 0,15 | 0,15 | 0,20 |
| GPL | 1,01 | 1,01 | 0,95 | 1,06 | 1,09 |
| Lubrificanti | 0,13 | 0,19 | 0,17 | 0,17 | 0,18 |
| Cariche petrolchimiche | 0,39 | 0,52 | 0,61 | 0,83 | 0,96 |
| Altri prodotti | 11,95 | 13,10 | 11,88 | 14,25 | 14,54 |
| TOTALE VENDITE MONDO | 27,79 | 27,97 | 26,08 | 32,27 | 32,92 |
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI PER CANALE
| (milioni di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rete | 5,38 | 5,12 | 4,56 | 5,81 | 5,91 |
| Extrarete | 6,19 | 6,02 | 5,75 | 7,68 | 7,54 |
| 11,57 | 11,14 | 10,31 | 13,49 | 13,45 | |
| Petrolchimica | 0,39 | 0,52 | 0,61 | 0,83 | 0,96 |
| Altre vendite | 9,36 | 10,14 | 9,10 | 11,24 | 11,50 |
| Vendite in Italia | 21,32 | 21,80 | 20,02 | 25,56 | 25,91 |
| Rete resto d'Europa | 2,12 | 2,11 | 2,05 | 2,44 | 2,48 |
| Extrarete resto d'Europa | 2,44 | 2,19 | 2,40 | 2,63 | 2,82 |
| Extrarete mercati extra europei | 0,52 | 0,52 | 0,48 | 0,48 | 0,47 |
| Rete ed extrarete estero | 5,08 | 4,82 | 4,93 | 5,55 | 5,77 |
| Altre vendite | 1,39 | 1,35 | 1,13 | 1,16 | 1,24 |
| Vendite all'estero | 6,47 | 6,17 | 6,06 | 6,71 | 7,01 |
| TOTALE VENDITE | 27,79 | 27,97 | 26,08 | 32,27 | 32,92 |
VENDITE PER PRODOTTO/CANALE
| (milioni di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 11,57 | 11,14 | 10,31 | 13,49 | 13,45 |
| Vendite rete | 5,38 | 5,12 | 4,56 | 5,81 | 5,91 |
| Benzina | 1,49 | 1,38 | 1,16 | 1,44 | 1,46 |
| Gasolio | 3,54 | 3,38 | 3,10 | 3,95 | 4,03 |
| GPL | 0,32 | 0,31 | 0,27 | 0,38 | 0,38 |
| Altri prodotti | 0,03 | 0,05 | 0,03 | 0,04 | 0,04 |
| Vendite extrarete | 6,19 | 6,02 | 5,75 | 7,68 | 7,54 |
| Gasolio | 3,04 | 3,11 | 3,11 | 3,41 | 3,25 |
| Oli combustibili | 0,04 | 0,03 | 0,02 | 0,06 | 0,07 |
| GPL | 0,16 | 0,17 | 0,18 | 0,18 | 0,20 |
| Benzina | 0,43 | 0,34 | 0,30 | 0,47 | 0,44 |
| Lubrificanti | 0,05 | 0,08 | 0,08 | 0,08 | 0,08 |
| Bunker | 0,48 | 0,59 | 0,63 | 0,77 | 0,80 |
| Jet fuel | 1,50 | 0,92 | 0,70 | 1,92 | 1,98 |
| Altri prodotti | 0,49 | 0,78 | 0,73 | 0,79 | 0,72 |
| Estero (rete + extrarete) | 5,08 | 4,82 | 4,93 | 5,55 | 5,77 |
| Benzina | 1,11 | 1,06 | 1,13 | 1,31 | 1,30 |
| Gasolio | 2,92 | 2,78 | 2,73 | 3,02 | 3,16 |
| Jet fuel | 0,11 | 0,07 | 0,09 | 0,29 | 0,33 |
| Oli combustibili | 0,13 | 0,08 | 0,13 | 0,09 | 0,14 |
| Lubrificanti | 0,08 | 0,11 | 0,09 | 0,09 | 0,09 |
| GPL | 0,53 | 0,53 | 0,50 | 0,50 | 0,50 |
| Altri prodotti | 0,20 | 0,19 | 0,26 | 0,25 | 0,25 |
| TOTALE VENDITE RETE E EXTRARETE | 16,65 | 15,96 | 15,24 | 19,04 | 19,22 |
STAZIONI DI SERVIZIO
| (numero) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 4.003 | 4.078 | 4.134 | 4.184 | 4.223 |
| Impianti ordinari | 3.892 | 3.967 | 4.019 | 4.068 | 4.108 |
| Impianti autostradali | 111 | 111 | 115 | 116 | 115 |
| Estero | 1.240 | 1.236 | 1.235 | 1.227 | 1.225 |
| Germania | 486 | 480 | 480 | 476 | 471 |
| Francia | 153 | 155 | 158 | 155 | 155 |
| Austria/Svizzera | 592 | 592 | 597 | 596 | 599 |
| Spagna | 9 | 9 | |||
| Impianti che commercializzano prodotti premium | 4.848 | 4.872 | 4.619 | 4.669 | 4.675 |
| di cui impianti che commercializzano Diesel + | 3.676 | 3.712 | 3.663 | 3.683 | 3.537 |
| Impianti che commercializzano GNL | 19 | 15 | 4 | 4 | 4 |
| Impianti che commercializzano GPL e metano | 1.348 | 1.111 | 1.091 | 1.086 | 1.043 |
| Vendite non-oil (€ milioni) |
177 | 160 | 147,8 | 156 | 144 |
EROGATO MEDIO
| (migliaia di litri/numero stazioni di servizio) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 1.445 | 1.362 | 1.206 | 1.586 | 1.589 | |
| Germania | 2.714 | 2.696 | 2.800 | 3.186 | 3.247 | |
| Francia | 1.985 | 1.892 | 1.650 | 2.043 | 2.144 | |
| Austria/Svizzera | 1.664 | 1.707 | 1.609 | 2.033 | 2.018 | |
| Erogato medio complessivo | 1.587 | 1.521 | 1.390 | 1.766 | 1.776 |
| ENI IN SINTESI | |
|---|---|
QUOTE DI MERCATO IN ITALIA
| (%) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Rete | 21,7 | 22,2 | 23,2 | 23,6 | 24,0 | |
| Benzina | 19,0 | 19,6 | 20,2 | 19,8 | 20,2 | |
| Gasolio | 23,2 | 23,5 | 24,9 | 25,4 | 25,7 | |
| GPL (per autotrazione) | 20,9 | 22,0 | 20,7 | 22,9 | 23,6 | |
| Extrarete | 21,5 | 21,8 | 23,4 | 25,0 | 24,8 | |
| Gasolio | 21,3 | 21,5 | 24,4 | 23,6 | 22,3 | |
| Oli combustibili | 7,9 | 7,2 | 4,9 | 10,9 | 12,8 | |
| Bunker | 17,0 | 19,9 | 21,3 | 24,3 | 24,9 | |
| Lubrificanti | 11,1 | 18,9 | 21,2 | 20,0 | 18,8 | |
QUOTE DI MERCATO RETE ALL'ESTERO
| (%) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Centro Europa | |||||
| Austria | 12,0 | 11,4 | 12,4 | 12,3 | 12,3 |
| Svizzera | 6,2 | 6,7 | 6,7 | 7,7 | 7,8 |
| Germania | 2,9 | 3,0 | 3,1 | 3,2 | 3,2 |
| Francia | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,6 | 0,8 |
INVESTIMENTI TECNICI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 538 | 470 | 535 | 743 | 661 |
| Estero | 85 | 68 | 53 | 72 | 65 |
| 623 | 538 | 588 | 815 | 726 | |
| Raffinazione, supply e logistica | 491 | 390 | 462 | 683 | 587 |
| Italia | 469 | 375 | 449 | 662 | 578 |
| Estero | 22 | 15 | 13 | 21 | 9 |
| Marketing | 132 | 148 | 126 | 132 | 139 |
| Italia | 69 | 95 | 86 | 81 | 83 |
| Estero | 63 | 53 | 40 | 51 | 56 |
| TOTALE | 623 | 538 | 588 | 815 | 726 |
Chimica
Eni attraverso Versalis opera nella produzione e nella commercializzazione di prodotti petrolchimici (chimica di base, intermedi, polietilene, stirenici ed elastomeri) potendo contare su una gamma di 265 brevetti, 23 siti produttivi, 6 centri di ricerca (Brindisi, Ferrara, Mantova, Novara, Ravenna e Rivalta), nonché di una rete distributiva capillare ed efficiente in 34 Paesi.
In linea con il percorso ditransizione energetica nel corso del 2022 è proseguito lo sviluppo della chimica da fonti rinnovabili attraverso il rafforzamento della partnership con Novamont. È stato riconfermato l'impegno su Matrìca – la jv costituita tra Versalis e Novamont a Porto Torres e specializzata nella produzione di bioprodotti da fonti rinnovabili – con l'obiettivo di valorizzarne tecnologie e asset produttivi per il pieno sviluppo dei prodotti, anche in filiere integrate con le due società, nei mercati di riferimento, puntando sul loro sviluppo e crescita. In questo contesto sono anche stati ridefiniti gli accordi tra gli azionisti: Versalis ha aumentato la sua partecipazione in Novamont dal 25% al 35%.
Nell'ambito delle iniziative volte allo sviluppo dell'economia circolare, Versalis nel mese di giugno 2022 ha annunciato l'avvio dell'utilizzo di imballaggi realizzati con materia prima riciclata da packaging industriali post-consumo. A tal fine sono stati implementati due progetti, "Bag to Bag" e "Liner to Liner", finalizzati alla creazione di un circuito virtuoso per il recupero e il riciclo di sacchi industriali di imballaggio in polietilene e a reimmetterli nel sistema. Nel progetto "Bag to Bag" i sacchi sono realizzati con il 50% di materiale riciclato e risultano interamente riciclabili. Il progetto ha superato la fase di test in tutti i siti operativi Versalis. Attualmente è in corso il loro utilizzo negli stabilimenti a Ragusa e a Ferrara ed entro l'anno sarà operativo anche a Brindisi e presso le controllate estere a Dunkerque e Oberhausen.
Nel "Liner to Liner", sviluppato e applicabile principalmente nel sito di Brindisi, irivestimenti interni dei container utilizzati peril trasporto di polietilene sfuso, denominati Liner, sono inviati a riciclo e trasformati in nuovi, contenenti il 50% di plastica riciclata. Le due iniziative contribuiscono a ridurre il consumo di materia prima vergine del 50% (Bag to Bag) e 50% (Liner to Liner), con una conseguente riduzione anche in termini di CO2 .
Nell'ambito della trasformazione del sito di Porto Marghera è stato siglato un nuovo accordo con Forever Plast, società italiana leader a livello europeo nel settore del riciclo della plastica post-consumo. L'intesa prevede l'acquisizione, in via esclusiva, della licenza per la realizzazione di un impianto di riciclo meccanico avanzato per la trasformazione di rifiuti plastici selezionati ottenuti dalla raccolta differenziata, in particolare polistirene e polietilene alta densità. L'impianto, il cui avvio è previsto nel 2024 avrà una capacità di trasformazione di rifiuti plastici di circa 50 mila tonnellate/anno con cui verranno prodotti compound di polimeri riciclati.
L'accordo comprende inoltre l'estensione del contratto con Forever Plast, che permetterà di garantire i volumi per la crescita del portafoglio Versalis di prodotti riciclati e di consolidarne l'attuale vantaggio competitivo: la Società ha già avviato una collaborazione grazie alla quale sono stati sviluppati i nuovi compound di polistirene con contenuto di riciclato fino al 75% a marchio Versalis Revive®, già disponibili sul mercato, destinati a imballaggi alimentari, isolamento termico e al settore elettrico.
I materiali prodotti da Versalis si ottengono attraverso un ciclo produttivo che prevede diverse fasi di lavorazione. La virgin nafta, materia prima che deriva dalla raffinazione del petrolio, attraverso il processo dello steam-cracking subisce una scissione termica. Le molecole che la compongono si spezzano in molecole più semplici: i monomeri (etilene, propilene, butadiene, ecc.) e miscele di composti aromatici. Questi sono poi ricostituiti in molecole più complesse: i polimeri. Le famiglie di polimeri ottenuti sono in particolare: polietilene, stirenici ed elastomeri impiegati dalle aziende trasformatrici per realizzare numerosi prodotti di uso quotidiano utilizzati in un'infinità di applicazioni.
IL CICLO PRODUTTIVO
Come ulteriore passo nel percorso di decarbonizzazione della società, a dicembre, Versalis ha acquisito da DSM la tecnologia per la produzione di enzimi per etanolo di seconda generazione. La tecnologia sarà applicata nello stabilimento di Crescentino e si integra con la tecnologia proprietaria Proesa® per la produzione di bioetanolo sostenibile e di prodotti chimici da biomasse lignocellulosiche. Gli enzimi sono fondamentali per la produzione di zuccheri di seconda generazione in quanto permettono la saccarificazione delle biomasse. Gli zuccheri di seconda generazione vengono poi trasformati, attraverso processi di fermentazione, in etanolo cellulosico – "bioetanolo advanced" – o in altri intermedi chimici. Il bioetanolo, prodotto attraverso la tecnologia Proesa®, viene utilizzato per la formulazione di benzina con componente rinnovabile. A partire dalla tecnologia acquisita, Versalis prevede di continuare le attività di ricerca per garantire ulteriori sviluppi in questo ambito.
PIATTAFORMA INTEGRATA PER IL RICICLO DELLA PLASTICA
(a) Versalis International gestisce le attività delle branch commerciali (Francia, Regno Unito, Germania, Svizzera, Austria, Ungheria, Romania, Polonia, Repubblica Ceca, Slovacchia, Russia, Svezia, Spagna, Grecia, Angola e Mozambico), coordina le consociate in Turchia, in America (Stati Uniti e Messico) e in Africa (Congo e Ghana), in Asia (Cina e Singapore) e la joint venture ad Abu Dhabi e fornisce servizi ad aziende manifatturiere in Francia, Germania, Ungheria e Regno Unito.
Aree di business
Le vendite di prodotti petrolchimici di 3.676 mila tonnellate sono in diminuzione rispetto al 2021 (-775 mila tonnellate, pari al 17,4%). In particolare, le principali variazioni sono state registrate nelle olefine (-22,8%) e negli elastomeri (-18,7%), nel polietilene (-16,4%) e negli di stirenici (-12,1%). Nel business moulding & compounding le vendite sono state pari a 76 mila tonnellate.
I prezzi medi unitari nel business intermedi sono aumentati complessivamente del 34,2% rispetto al 2021, con gli aromatici e le olefine in crescita rispettivamente del 47,2% e del 32,4%. Si registra un incremento del 22,0% rispetto al 2021 anche nel business polimeri.
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 6.775 mila tonnellate (-1.701 mila tonnellate rispetto al 2021) risentono delle minori produzioni di intermedi (-1.387 mila tonnellate) in particolare olefine e aromatici. I principali decrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Porto Marghera (-821 mila tonnellate), di Dunkerque (-563 mila tonnellate) e di Priolo (-164 mila tonnellate).
La capacità produttiva nominale è in calo rispetto al 2021. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 59,0% inferiore rispetto al 2021 (66,0%).
INTERMEDI
I ricavi degli intermedi (€2.368 milioni) sono aumentati del 9,3% (€202 milioni rispetto al 2021) per effetto dell'incremento delle quotazioni. Le vendite (2.158 migliaia di tonnellate) sono diminuite del 18,5% rispetto al 2021. Si registrano decrementi nelle olefine (-22,8%), negli aromatici (-15,3%) e nei derivati (-0,8%). I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 34,2%, in particolare negli aromatici (+47,2%), nelle olefine (+32,4%) e nei derivati (+23,5%). Le produzioni di intermedi (4.897 migliaia di tonnellate) sono diminuite del 22,1% rispetto al 2021. Si registrano decrementi nelle olefine (-24,3%) negli aromatici (-22,6%) e un lieve aumento nei derivati (+0,6%).
POLIMERI
I ricavi dei polimeri (€3.203 milioni) sono aumentati del 2,9% (€89 milioni rispetto al 2021) per effetto dell'incremento dei prezzi medi unitari. Il business degli stirenici ha beneficiato dei più elevati prezzi di vendita (+25,8%), nonostante il calo dei volumi venduti (-12,1%) per minore disponibilità di prodotto e riduzione della domanda generalizzata. La riduzione dei volumi è attribuibile principalmente a SAN (-33,1%), di EPS (-26,8%) e di GPPS (-11,5%), parzialmente compensati da maggiori vendite di ABS (+11,9%).
Il decremento dei volumi venduti di elastomeri (-18,7%) è attribuibile al calo dei consumi europei ed extraeuropei e alla scarsa competitività dei prezzi a causa degli elevati costi energetici. Si è registrato un decremento sulle vendite di BR (-23,7%), SBR (-17,9%) e gomme NBR (-17,3%). Complessivamente in riduzione i volumi venduti del business polietilene (-16,4%) con minori vendite di LDPE (-27,7%) di EVA (-12,5%) e di HDPE (-10,6%); si rileva inoltre un aumento dei prezzi medi di vendita (13,4%). Le produzioni di polimeri (1.873 migliaia di tonnellate) sono diminuite del 14,2% rispetto al 2021, per le minori produzioni di polietilene (-17,3%), elastomeri (-17,2%) e stirenici (-10,0%).
OILFIELD CHEMICALS, BIOCHEM E MOULDING & COMPOUNDING
I ricavi del business Oilfield Chemicals (€83 milioni) sono aumentati del 26,6% (€17 milioni rispetto al 2021) per il mix combinato dell'aumento dei prezzi unitari dei formulati e dei servizi associati.
I ricavi del business Biochem (€25 milioni) sono diminuiti di €35 milioni rispetto al 2021 essenzialmente per effetto della riduzione della produzione di disinfettante, dovuta al venir meno dell'emergenza sanitaria, controbilanciata in parte dalla vendita di energia elettrica con la centrale a pieno regime. I ricavi derivanti dal business del Moulding & Compounding (€327 milioni) si riferiscono alle attività di compounding per €78 milioni, moulding per €108 milioni e per le attività Padanaplast per €141 milioni.
DISPONIBILITÀ DI PRODOTTI
| (migliaia di tonnellate) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Intermedi | 4.897 | 6.284 | 5.861 | 5.818 | 7.130 |
| Polimeri | 1.873 | 2.184 | 2.211 | 2.250 | 2.353 |
| Biochem | 5 | 8 | 1 | ||
| Produzioni di prodotti petrolchimici | 6.775 | 8.476 | 8.073 | 8.068 | 9.483 |
| Moulding & Compounding | 81 | 20 | |||
| PRODUZIONI | 6.856 | 8.496 | 8.073 | 8.068 | 9.483 |
| Consumi e perdite | (3.923) | (4.590) | (4.366) | (4.307) | (5.085) |
| Acquisti e variazioni rimanenze | 819 | 565 | 632 | 534 | 548 |
| TOTALE DISPONIBILITÀ | 3.752 | 4.471 | 4.339 | 4.295 | 4.946 |
| Intermedi | 2.158 | 2.648 | 2.539 | 2.519 | 3.095 |
| Polimeri | 1.494 | 1.771 | 1.790 | 1.766 | 1.851 |
| Oilfield chemicals | 21 | 24 | 9 | 10 | |
| Biochem | 3 | 8 | 1 | ||
| Vendite di prodotti petrolchimici | 3.676 | 4.451 | 4.339 | 4.295 | 4.946 |
| Moulding & Compounding | 76 | 20 | |||
| TOTALE VENDITE | 3.752 | 4.471 | 4.339 | 4.295 | 4.946 |
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA PER AREA GEOGRAFICA
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 2.999 | 2.678 | 1.588 | 1.986 | 2.292 | |
| Resto d'Europa | 2.694 | 2.415 | 1.434 | 1.758 | 2.183 | |
| Asia | 235 | 300 | 232 | 226 | 481 | |
| Americhe | 180 | 123 | 89 | 95 | 109 | |
| Africa | 104 | 72 | 44 | 58 | 58 | |
| Altre aree | 3 | 2 | ||||
| 6.215 | 5.590 | 3.387 | 4.123 | 5.123 |
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA PER PRODOTTO
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Olefine | 1.478 | 1.445 | 879 | 1.168 | 1.667 |
| Aromatici | 442 | 355 | 191 | 293 | 340 |
| Derivati | 448 | 366 | 259 | 279 | 365 |
| Oilfield chemicals | 83 | 65 | 56 | 51 | 29 |
| Elastomeri | 816 | 736 | 452 | 567 | 665 |
| Stirenici | 919 | 831 | 534 | 611 | 749 |
| Polietilene | 1.468 | 1.547 | 902 | 1.022 | 1.175 |
| Biochem | 25 | 60 | 6 | ||
| Moulding & Compounding | 327 | 70 | |||
| Altro | 209 | 115 | 108 | 132 | 133 |
| 6.215 | 5.590 | 3.387 | 4.123 | 5.123 |
INVESTIMENTI TECNICI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| 255 | 190 | 182 | 118 | 151 | |
| di cui: | |||||
| - manutenzione | 115 | 56 | 79 | 42 | 21 |
| - integrazione ed efficienza | 22 | 23 | 35 | 34 | 84 |
| - HSE e Asset integrity | 90 | 76 | 39 | 27 | 26 |
| - decarbonizzazione | 3 | 21 | 13 | 4 | 8 |
| - green & circular | 20 | 4 | 7 | 4 | |
| - altro | 5 | 10 | 9 | 7 | 12 |
Plenitude & Power
| PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)(a) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 |
0,31 | 0,29 | 0,32 | 0,62 | 0,60 |
| di cui: dipendenti | 0,26 | 0,49 | 0,00 | 0,30 | 0,31 | |
| contrattisti | 0,39 | 0,00 | 0,73 | 0,95 | 1,16 | |
| Ricavi della gestione caratteristica(b) | (€ milioni) | 20.883 | 11.187 | 7.536 | 8.448 | 8.218 |
| Utile (perdita) operativo | (825) | 2.355 | 660 | 74 | 340 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 615 | 476 | 465 | 370 | 262 | |
| - Plenitude | 345 | 363 | 304 | 256 | 178 | |
| - Power | 270 | 113 | 161 | 114 | 84 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 397 | 327 | 329 | 275 | 189 | |
| Investimenti tecnici | 631 | 443 | 293 | 357 | 238 | |
| Plenitude | ||||||
| Vendite retail gas | (miliardi di metri cubi) | 6,84 | 7,85 | 7,68 | 8,62 | 9,13 |
| Vendite retail energia elettrica a clienti finali | (terawattora) | 18,77 | 16,49 | 12,49 | 10,92 | 8,39 |
| Clienti retail/business | (milioni di PDR) | 10,07 | 10,04 | 9,70 | 9,42 | 9,19 |
| Punti di ricarica veicoli elettrici(c) | (migliaia) | 13,1 | 6,2 | 3,4 | n.d | n.d |
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | (gigawattora) | 2.553 | 986 | 340 | 61 | 12 |
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | (megawatt) | 2.198 | 1.137 | 335 | 174 | 40 |
| Power | ||||||
| Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi | (terawattora) | 22,37 | 28,54 | 25,34 | 28,28 | 28,54 |
| Produzione termoelettrica | 21,37 | 22,31 | 20,95 | 21,66 | 21,62 | |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | 2.794 | 2.464 | 2.092 | 2.056 | 2.056 | |
| - di cui all'estero | 698 | 600 | 413 | 358 | 337 | |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) | (milioni di tonnellate di CO2 eq.) |
9,76 | 10,03 | 9,63 | 10,22 | 10,47 |
| Emissioni dirette di GHG (Scope 1)/energia elettrica equivalente prodotta (Enipower)(a) |
(gCO2 eq./kWh eq.) |
393 | 380 | 391 | 394 | 402 |
(a) Calcolato sul 100% degli asset operati.
(b) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
(c) Ai soli fini comparativi è stato inserito il dato 2020 proforma.
Il settore Plenitude & Power è impegnato nelle attività di commercializzazione di gas, energia elettrica e servizi per i clienti finali, nella generazione e vendita, anche all'ingrosso, di energia elettrica da impianti termoelettrici e rinnovabili, nonché nel business della mobilità elettrica. Sono comprese inoltre le attività di trading di certificati di emissione di CO2 e di vendita a termine dell'energia elettrica nell'ottica di copertura/ottimizzazione dei relativi margini.
| Paese di presenza | GW(a) | Capacità installata Tecnologia |
Clienti Retail + Business (mln) |
Punti di ricarica veicoli elettrici |
Capacità installata centrali elettriche (GW)(b) |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 1,0 | 8,1 | >13.000 | 2,3 | ||
| Francia | 0,1 | 1,1 | ||||
| Penisola Iberica | 0,3 | 0,3 | Fotovoltaico | |||
| USA | 0,8 | Eolico onshore | ||||
| Regno Unito | 0,5 | Eolico offshore | ||||
| Altri | 0,2 | 0,6 | Storage | |||
| TOTALE | ~3 | 10,1 | >13.000 | 2,3 |
(a) Dati al 31 dicembre 2022 (asset installati o in costruzione). (b) Centrali elettriche con tecnologia CCGT e centrale di teleriscaldamento.
PLENITUDE
Tramite Plenitude, Eni è attiva nella commercializzazione di gas, energia elettrica e servizi per la clientela retail e business, nella produzione e generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nonché nel business della mobilità elettrica.
Retail
Plenitude è presente, direttamente o attraverso società controllate nella commercializzazione di gas, energia elettrica e servizi in Italia, Francia, Grecia, Penisola Iberica e Slovenia (dove tramite la controllata Adriaplin, opera anche nel settore della distribuzione di gas naturale). Plenitude, inoltre offre alla clientela retail e business servizi extracommodity nell'ambito dell'efficienza energetica, con un'offerta commerciale ricca di soluzioni integrate, innovative e ad elevato valore aggiunto, focalizzate principalmente sul segmento delle piccole e medie imprese e su quello dei condomìni.
Ai fini dell'ottimizzazione del portafoglio a dicembre 2022 Plenitude ha ceduto a Depa Infrastructure, società greca controllata da Italgas, il 49% della Eda Thess (Gas Distribution Company of Thessaloniki – Thessaly SA), uno dei principali operatori del sistema infrastrutturale nel settore del gas in Grecia.
DOMANDA GAS
Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo.
Eni rifornisce 10 milioni di clienti retail (gas e luce) in Italia ed in Europa, in particolare, sul territorio nazionale i clienti sono 8,1 milioni.
VENDITE DI GAS PER MERCATO
| (miliardi di metri cubi) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| ITALIA | 4,65 | 5,14 | 5,17 | 5,49 | 5,83 |
| Retail | 3,34 | 3,88 | 3,96 | 3,99 | 4,20 |
| Business | 1,31 | 1,26 | 1,21 | 1,50 | 1,63 |
| VENDITE INTERNAZIONALI | 2,19 | 2,71 | 2,51 | 3,13 | 3,30 |
| Mercati europei | |||||
| Francia | 1,69 | 2,17 | 2,08 | 2,69 | 2,94 |
| Grecia | 0,33 | 0,39 | 0,34 | 0,35 | 0,24 |
| Altro | 0,17 | 0,15 | 0,09 | 0,09 | 0,12 |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 6,84 | 7,85 | 7,68 | 8,62 | 9,13 |
CLIENTI RETAIL E BUSINESS (mln di PDR)
VENDITE RETAIL GAS
Nel 2022, le vendite di gas retail in Italia e nel resto d'Europa sono state di 6,84 miliardi di metri cubi ed hanno evidenziato una riduzione di 1,01 miliardi di metri cubi rispetto al 2021, pari al -12,9%. Le vendite in Italia pari a 4,65 miliardi di metri cubi registrano una riduzione del 9,5% rispetto al 2021 per effetto delle minori vendite al segmento retail.
Le vendite sui mercati europei di 2,19 miliardi di metri cubi sono in calo del 19,2% (-0,52 miliardi di metri cubi) rispetto al 2021. Minori vendite sono state registrate in Francia e Grecia.
VENDITE RETAIL DI ENERGIA ELETTRICA A CLIENTI FINALI
Le vendite retail di energia elettrica a clienti finali di 18,77 TWh effettuate tramite Plenitude e le società controllate in Francia, Grecia e Spagna registrano una performance positiva con un incremento pari al 13,8% rispetto al 2021, grazie allo sviluppo delle attività in Italia e all'estero.
Renewables
Plenitude è impegnata nello sviluppo, realizzazione e gestione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili (solare, eolico) con l'obiettivo di sviluppare organicamente un portafoglio di asset diversificato e bilanciato, integrando operazioni selettive di acquisizione di asset e progetti e facendo leva su partnership strategiche a livello nazionale e internazionale.
SVILUPPI DI PORTAFOGLIO
Nell'ambito dello sviluppo dei settori eolico e fotovoltaico, componente essenziale della strategia di crescita, nel 2022 è proseguita l'espansione nel mercato nazionale ed internazionale delle energie rinnovabili, con acquisizioni in grado di essere rapidamente integrate nel portafoglio Eni, in particolare:
- in Italia e Spagna, è stata avviata una nuova partnership con Infrastrutture SpA per lo sviluppo di progetti solari ed eolici, attraverso l'acquisizione del 65% di Hergo Renewables SpA società che detiene un portafoglio di progetti nei due Paesi con una capacità complessiva di circa 1,5 GW; inoltre è stato acquisito il 100% di PLT (PLT Energia Srl e SEF Srl e rispettive controllate e partecipate), un gruppo italiano integrato nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e nella fornitura di energia a clienti retail. La Società acquisita include circa 90.000 clienti retail in Italia ed un portafoglio di capacità di 1,6 GW. L'accordo consente a Plenitude di rafforzare la presenza nei due Paesi, consolidando una piattaforma verticalmente integrata;
- negli Stati Uniti, è stato acquisito (con closing gennaio 2023), attraverso la controllata statunitense Eni New Energy US, Inc. l'impianto fotovoltaico di Kellam, da 81 MW, situato nel nord del Texas. L'impianto, ceduto da Hanwha Qcells USA Corp., si aggiunge agli altri asset in Texas e nel resto degli Stati Uniti in portafoglio di Plenitude, raggiungendo una capacità installata di 878 MW nel mercato statunitense. L'operazione è stata realizzata con il supporto di Novis Renewables, LLC, la partnership tra Eni New Energy US, Inc. e Renantis North America, Inc., esclusiva per gli Stati Uniti e dedicata allo sviluppo di progetti solari, eolici e di stoccaggio. L'impianto è costruito su oltre 150 ettari di terreno e l'energia prodotta sarà venduta a una compagnia elettrica locale.
Nell'ottica del rafforzamento della presenza nel settore eolico offshore e per contribuire all'espansione della joint venture norvegese Vårgrønn, Plenitude e HitecVision hanno sottoscritto un accordo ad ottobre 2022, che ha comportato il conferimento alla JV della partecipazione detenuta da Plenitude (20%) nei progetti eolici offshore Dogger Bank (Regno Unito). Grazie a questa operazione, HitecVision ha aumentato la propria quota di partecipazione in Vårgrønn passando dal 30,4% al 35% attraverso un apporto di capitale. L'operazione di conferimento ha posto le basi per la costituzione di una piattaforma di sviluppo focalizzata nel settore eolico offshore, finanziariamente indipendente, espandendo la collaborazione industriale in essere con HitecVision e accelerandone il percorso di crescita.
Infine, per sostenere il processo di transizione energetica, Plenitude nel corso del 2022 ha investito in soluzioni tecnologiche innovative, nello specifico è stato annunciato un investimento in EnerOcean S.L., una società spagnola che sviluppa W2Power, una nuova tecnologia per impianti eolici galleggianti. L'accordo è strutturato come una partnership di lungo termine incentrata sull'implementazione della tecnologia W2Power quale soluzione competitiva per lo sviluppo del settore eolico offshore galleggiante a livello globale. Plenitude contribuirà al programma di sviluppo di EnerOcean S.L. con capitali e competenze e deterrà inizialmente una quota del 25% della Società che continuerà a operare in modo indipendente.
SVILUPPO DEL BUSINESS ENERGIA RINNOVABILE
In linea con la strategia Eni di transizione energetica e decarbonizzazione di prodotti e processi, sono stati inaugurati:
- il parco eolico Badamsha 2 situato nella regione di Aktobe, in Kazakhstan, il secondo impianto eolico nella regione che consente di raddoppiare la capacità installata del progetto Badamsha 1 (48 MW, per un totale complessivo di 96 MW installati nel Paese);
- il parco eolico spagnolo El Monte da 104,5 MW, nella regione Castiglia La Mancha, realizzato in collaborazione con il partner strategico Azora Capital. La centrale produrrà circa 300 GWh all'anno, equivalenti al consumo domestico di 100.000 famiglie;
- • l'impianto fotovoltaico da 263 MW "Golden Buckle Solar Project" a Brazoria County, Texas (USA), nel gennaio 2023. L'impianto è stato realizzato in poco più di un anno e produrrà in media tra i 400 e i 500 GWh di energia solare all'anno. La realizzazione dell'impianto è stata portata avanti con il supporto di Novis Renewables, LLC.
GreenIT, joint venture con CDP Equity, ha acquisito l'intero portafoglio del Gruppo Fortore Energia, costituito da quattro parchi eolici onshore operanti in Italia con una capacità complessiva di 110 MW (56 MW in quota Eni), inoltre la jv ha firmato un ulteriore accordo con il fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) per la costruzione e la gestione di due parchi eolici offshore galleggianti in Sicilia e Sardegna, con una capacità totale prevista di circa 750 MW.
Nel gennaio 2023, Plenitude ha firmato con Simply Blue Group un accordo per lo sviluppo congiunto di una pipeline di nuovi progetti eolici offshore galleggianti in Italia. I primi due progetti, "Messapia" in Puglia e "Krimisa" in Calabria, sono già stati presentati alle Autorità competenti. Il progetto Messapia, situato a circa 30 km dalla costa di Otranto, avrà una capacità complessiva di 1,3 GW e potrà fornire annualmente una produzione di energia di circa 3,8 TWh. Il progetto Krimisa, situato a circa 45 km dalla costa di Crotone, avrà una capacità complessiva di 1,1 GW e potrà fornire annualmente una produzione di energia fino a 3,5 TWh.
SVILUPPO TECNOLOGIE
Eni ha siglato un accordo con Ansaldo Energia per lo sviluppo di progetti basati su soluzioni tecnologiche innovative per l'accumulo di energia elettrica alternative alle batterie elettrochimiche. L'intesa prevede che tali tecnologie, già in fase di studio, siano implementate in sinergia in alcuni siti industriali
CAPACITÀ INSTALLATA SOLARE ED EOLICA AL 31 DICEMBRE 2022
di Eni e delle sue società controllate in Italia, sfruttando le potenzialità degli esistenti sistemi di produzione e consumo di energia elettrica. Gli accumuli di energia elettrica sono indispensabili per superare il limite strutturale di programmabilità e di intermittenza delle fonti rinnovabili e favorirne quindi lo sviluppo.
PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTI RINNOVABILI
| (gigawattora) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di energia da fonti rinnovabili | 2.553 | 986 | 340 | 61 | 12 |
| di cui: fotovoltaico | 1.135 | 398 | 223 | 61 | 12 |
| eolico | 1.418 | 588 | 116 | ||
| di cui: Italia | 818 | 400 | 112 | 54 | 12 |
| estero | 1.735 | 586 | 227 | 7 | |
| di cui: autoconsumo(a) | 1% | 8% | 23% | 60% | 75% |
(a) Energia elettrica destinata al consumo di siti produttivi Eni.
La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata pari a 2.553 GWh riferita per 1.135 GWh all'ambito fotovoltaico e per 1.418 GWh all'eolico, con un aumento di 1.567 GWh rispetto al 2021. L'incremento della produzione rispetto all'anno precedente ha beneficiato dell'entrata in esercizio di nuova capacità, principalmente per il contributo delle acquisizioni di asset in esercizio in Italia, Francia, Spagna e Stati Uniti nonché per lo sviluppo organico di progetti in USA e Kazakhstan.
Di seguito è dettagliata la capacità installata con breakdown per Paese e tecnologia:
CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (DATI IN QUOTA ENI)
| (megawatt) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | 2.198 | 1.137 | 335 | 174 | 40 |
| di cui: fotovoltaico (inclusa potenza installata di storage) | 54% | 49% | 80% | 80% | 100% |
| eolico | 46% | 51% | 20% | 20% | |
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
| Italia | 844 | 466 | 112 | 82 | 35 |
| Estero | 1.354 | 671 | 223 | 92 | 5 |
| Algeria(a) | 5 | 5 | 5 | ||
| Australia | 64 | 64 | 64 | ||
| Francia | 114 | 108 | |||
| Pakistan | 10 | 10 | 10 | ||
| Tunisia(a) | 9 | 4 | |||
| Stati Uniti | 797 | 269 | 87 | ||
| Spagna | 283 | 129 | |||
| Kazakhstan | 96 | 91 | 48 | 34 | |
| TOTALE CAPACITÀ INSTALLATA A FINE PERIODO (INCLUSA POTENZA INSTALLATA DI STORAGE) |
2.198 | 1.137 | 335 | 174 | 40 |
| di cui: potenza installata di storage | 7 | 7 | 8 | 7 |
(a) Asset trasferiti ad altri settori nel quarto trimestre 2021.
Al 31 dicembre 2022, la capacità installata da fonti rinnovabili è pari a 2,2 GW, raddoppiata rispetto al 2021, principalmente grazie alla realizzazione dell'impianto fotovoltaico di Brazoria negli Stati Uniti e dell'impianto eolico onshore Badamsha 2 in Kazakhstan nonché all'acquisizione degli asset di Fortore Energia e PLT in Italia, dell'impianto fotovoltaico Corazon negli Stati Uniti e degli asset di Cuevas in Spagna.
ITALIA
Al 31 dicembre 2022, Eni dispone in Italia di una capacità installata complessiva di 0,8 GW. L'impegno Eni nel Paese è proseguito nel corso del 2022 con l'acquisizione del 100% di PLT, un gruppo italiano integrato con una capacità installata di oltre 0,3 GW già in operation, nonché 0,1 GW in costruzione e 1,2 GW di progetti in fase di sviluppo (principalmente eolico) in Italia e Spagna. Inoltre, tramite GreenIT, joint venture con CDP Equity, Plenitude ha acquisito l'intero portafoglio del Gruppo Fortore Energia, costituito da quattro parchi eolici onshore operanti in Italia con una capacità complessiva di 110 MW (56 MW in quota Eni). A supporto della crescita nel medio-lungo termine, la jv ha firmato un ulteriore accordo con il fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) per la costruzione e la gestione di due parchi eolici offshore galleggianti in Sicilia e Sardegna, con una capacità totale prevista di circa 750 MW.
ESTERO
Stati Uniti
Al 31 dicembre 2022, Eni dispone negli Stati Uniti di una capacità installata complessiva di 0,8 GW, quasi triplicata rispetto a fine 2021 grazie in particolare: (i) alla realizzazione dell'impianto fotovoltaico da 263 MW "Golden Buckle Solar Project" a Brazoria County, Texas, costruito in poco più di un anno con una produzione in media tra i 400 e i 500 GWh di energia solare all'anno; (ii) all'acquisizione dell'impianto fotovoltaico in esercizio Corazon I da circa 266 MW situato in Texas.
Inoltre, sempre in Texas, sono state finalizzate le acquisizioni del progetto di stoccaggio Guajillo, da circa 200/400 MWh, con avvio atteso entro la fine del 2023, e dell'impianto fotovoltaico di Kellam da 81 MW (con closing gennaio 2023).
Spagna e Francia
Al 31 dicembre 2022, la capacità installata in Spagna e Francia ammonta complessivamente a 0,4 GW, quasi raddoppiata rispetto a fine 2021 grazie in particolare all'acquisizione degli asset di Cuevas (105 MW) e allo sviluppo organico dell'impianto fotovoltaico di Cerillares (50 MW), in Spagna, nonché a progetti minori in Francia (6 MW).
Regno Unito
Nel Regno Unito, Eni è impegnata nello sviluppo di importanti progetti eolici offshore tramite la joint venture Vårgrønn (65% Plenitude, 35% HitecVision) alla quale, nell'ottobre 2022, è stato conferito il 100% della società consolidata Eni North Sea Wind Ltd titolare della quota del 20% nei progetti Dogger Bank. Le tre fasi del progetto (Dogger Bank A, B e C) prevedono la realizzazione di una capacità installata complessiva di 3,6 GW (468 MW in quota Plenitude) con turbine di ultima generazione installate al largo delle coste britanniche.
Kazakhstan
Con la realizzazione dei due parchi eolici da 48 MW nell'area di Badamsha, Eni dispone di una capacità complessiva in Kazakhstan di 96 MW che prevede di incrementare di ulteriori 50 MW tramite la costruzione nella regione meridionale del Paese di un impianto fotovoltaico nei pressi di Shaulder.
Australia
Il parco fotovoltaico di Katherine (34 MW), realizzato nel 2019, è il più grande impianto presente nel Northern Territory australiano ed è integrato con un sistema di accumulo di energia di capacità pari a 6 MW. Grazie a tali tecnologie, l'impianto è in grado di prevedere e compensare possibili variazioni dell'irraggiamento solare prelevando energia dal sistema di accumulo, così da minimizzare l'impatto sulla rete elettrica. Sempre nel Northern Territory, Eni dispone di capacità solare per complessivi 25 MW presso i siti di Bachelor e Manton Dam.
Mobilità elettrica
In un contesto di mercato della mobilità che prevede un costante incremento del numero di veicoli elettrici in circolazione in Italia e in Europa, Plenitude, grazie all'acquisizione di Be Charge, dispone di uno dei maggiori e più capillari network di infrastrutture di ricarica pubblica per veicoli elettrici ed è il primo operatore in Italia per siti ad accesso pubblico ad alta potenza >100 kW.
Al 31 dicembre 2022 sono circa 13.000 i punti di ricarica distribuiti su tutto il territorio nazionale: le stazioni sono smart e user-friendly, monitorate 24 ore su 24 da un help desk e accessibili tramite l'applicazione per dispositivi mobile. Nell'ambito della filiera di settore, Be Charge riveste sia il ruolo di proprietario e gestore della rete di ricarica (CSO - Charge Station Owner e CPO - Charge Point Operator), sia quello di fornitore di servizi di ricarica e mobilità elettrica che si interfaccia con gli utilizzatori di veicoli elettrici (EMSP - Electric Mobility Service Provider). Le stazioni di ricarica Be Charge sono di tipo Quick (fino a 22 kW) in corrente alternata, Fast (fino a 150 kW) o HyperCharge (superiori a 150 kW) in corrente continua.
Come riconoscimento dell'impegno Eni per uno sviluppo sostenibile delle infrastrutture, l'Agenzia esecutiva europea per il clima, l'infrastruttura e l'ambiente (CINEA) ha selezionato il progetto di Be Charge, l'operatore della mobilità elettrica integrato in Plenitude, per la realizzazione entro il 2025 di una delle più grandi reti di ricarica per veicoli elettrici ad alta velocità in Europa, lungo i principali corridoi di trasporto Europei (TEN-T), nelle aree di parcheggio e nei principali nodi urbani in 8 Paesi: Italia, Spagna, Francia, Austria, Germania, Portogallo, Slovenia e Grecia.
POWER
Nel 2022, Eni ha finalizzato la cessione alla società di investimento Sixth Street della quota del 49% in Enipower che detiene sei centrali a gas. Eni mantiene il 51% ed il controllo di Enipower in termini operativi, nonché il consolidamento della società.
DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA
Eni produce energia elettrica presso i siti di Brindisi, Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2022, la potenza installata in esercizio è di 2,3 gigawatt. Nel 2022, la produzione di energia elettrica è stata di 21,37 TWh, in calo di 0,94 TWh rispetto al 2021. A completamento della produzione, Eni ha acquistato 9,49 TWh di energia elettrica (-18,3% rispetto al 2021) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.
GENERAZIONE ELETTRICA
| 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Acquisti | ||||||
| Gas naturale | (milioni di metri cubi) | 4.218 | 4.670 | 4.346 | 4.410 | 4.300 |
| Altri combustibili | (migliaia di tep) | 175 | 93 | 160 | 276 | 356 |
| di cui: steam cracking | 86 | 68 | 88 | 91 | 94 | |
| Produzioni | ||||||
| Produzione di energia elettrica | (terawattora) | 21,37 | 22,31 | 20,95 | 21,66 | 21,62 |
| Produzione di vapore | (migliaia di tonnellate) | 6.900 | 7.362 | 7.591 | 7.646 | 7.919 |
| Capacità installata (in esercizio) | (GW) | 2,3 | 4,5 | 4,5 | 4,5 | 4,5 |
Le vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi di 22,37 TWh
registrano una riduzione pari al 21,6%, a seguito dei minori volumi commercializzati presso la borsa elettrica.
VENDITE DI ENERGIA ELETTRICA
| (terawattora) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di energia elettrica | 21,37 | 22,31 | 20,95 | 21,66 | 21,62 |
| Acquisti di energia elettrica(a) | 9,49 | 11,62 | 13,04 | 15,55 | 14,49 |
| Disponibilità | 30,86 | 33,93 | 33,99 | 37,21 | 36,11 |
| Vendita di energia elettrica borsa/clienti liberi | 22,37 | 28,54 | 25,34 | 28,28 | 28,54 |
| Vendita di energia elettrica a Plenitude | 8,49 | 5,39 | 8,65 | 8,93 | 7,57 |
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
CENTRALI E STABILIMENTI ENIPOWER IN ITALIA
Capacità installataal 31 dicembre 2022: 2.297 MW.
La tecnologia del ciclo combinato con alimentazione a gas naturale (CCGT) impiegata da Eni consente di ottenere elevati livelli di efficienza e un basso impatto ambientale.
Centrale di teleriscaldamento
Cicli combinati - CCGT
| Centrali elettriche | Capacità installata(a)(b) al 31/12/2022 (MW) |
Entrata in esercizio | Tecnologia | Alimentazione |
|---|---|---|---|---|
| Brindisi | 647 | 2006 | CCGT | Gas |
| Ferrera Erbognone | 536 | 2004 | CCGT | Gas/syngas |
| Mantova | 375 | 2005 | CCGT | Gas |
| Ravenna | 502 | 2004 | CCGT | Gas |
| Ferrara | 204 | 2008 | CCGT | Gas |
| Bolgiano | 33 | 2012 | Centrale elettrica | Gas |
| Impianti fotovoltaici(c) | 0,1 | 2011-2014 | Fotovoltaico | Fotovoltaico |
| 2.297 |
(a) Capacità installata e in esercizio.
(b) Capacità in quota Eni.
(c) Impianti gestiti da Enipower Mantova.
INVESTIMENTI TECNICI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| - Plenitude | 481 | 366 | 241 | 315 | 192 | |
| - Power | 150 | 77 | 52 | 42 | 46 | |
| TOTALE INVESTIMENTI TECNICI | 631 | 443 | 293 | 357 | 238 |
Attività Ambientali
L'attività di servizi ambientali 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.
Di seguito sono elencate le principali aree di business:
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. Eni Rewind opera in 13 siti di interesse nazionale e oltre 100 siti di interesse regionale, negli ultimi anni ha consolidato il suo ruolo di global contractor per tutte le realtà Eni.
Tra i principali avanzamenti nelle attività di risanamento ambientale, gestione delle acque e rifiuti e nella valorizzazione delle aree post bonifica si segnalano in particolare quelle presso Ravenna, Porto Torres, Gela, Cengio e Porto Marghera.
Di particolare rilevanza è il Progetto di Ponticelle, a Ravenna dove Eni Rewind è impegnata nella valorizzazione dell'ex area industriale attraverso la messa in sicurezza permanente del sito e la progettazione di interventi mirati per la riqualificazione produttiva. È prevista la realizzazione di una piattaforma polifunzionale di pretrattamento dei rifiuti in partnership con Herambiente e di una piattaforma di biorecupero (biopile) di terreni che potranno essere riutilizzati nelle stazioni di servizio dopo interventi di bonifica, riducendo lo smaltimento in discarica e il consumo di risorse vergini. L'area di Ponticelle diventerà un polo per la bonifica sostenibile, la valorizzazione dei rifiuti e la produzione di energia green anche grazie alla collaborazione con Eni New Energy, società di Plenitude, che realizzerà un impianto fotovoltaico e uno storage lab.
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. Il progetto di automazione e digitalizzazione degli impianti di trattamento è proseguito nel 2022 nell'ambito di una più ampia iniziativa di ottimizzazione, con l'obiettivo di incrementare la competitività e la sostenibilità del business, la qualità del lavoro e la sicurezza di processo.
I principali drivers del progetto di ottimizzazione consistono nell'adozione di modelli operativi ottimizzati per la gestione degli impianti, facendo leva sul potenziamento tecnologico della Control Room di San Donato Milanese e la digitalizzazione dei siti ad essa collegati.
Attualmente sono operativi e gestiti 43 impianti di trattamento acque in Italia, con oltre 35 milioni di metri cubi di acqua trattata nel 2022.
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 2022 sono stati riutilizzati circa 9,9 milioni di metri cubi di acque dopo trattamento, con un incremento del 10% rispetto al 2021.
A fine 2022 sono stati installati presso i siti Eni 57 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 1.200 tonnellate di rifiuto equivalente.
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 2022 Eni Rewind ha gestito complessivamente circa 2 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 2022 è stato del 74% in lieve crescita rispetto al 2021 (73%). Tale aumento è dettato dalle caratteristiche analitiche e granulometriche riscontrate nei rifiuti gestiti in sede di caratterizzazione, nonostante il perimetro di impianti esterni utilizzabili, dotati di tecnologie usufruibili al fine del recupero, non sia aumentato.
Certificazioni
Eni Rewind detiene 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 €150.000,00 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. Nel 2022 si segnala l'ottenimento dell'attestazione più elevata, senza limiti di importo, per le categorie OS14 e OG12.
Iniziative no captive
In coerenza con il percorso iniziato nel 2020, Eni Rewind ha ampliato il perimetro delle proprie attività al di fuori del gruppo. In particolare, nel corso del 2022, la società ha proseguito nelle attività propedeutiche all'inserimento nell'elenco fornitori di primarie società italiane ed estere. È stata inoltre perfezionata l'iscrizione al portale MEPA (Mercato Elettronico della Pubblica Amministrazione).
Inoltre, Eni Rewind è risultata aggiudicataria, in Raggruppamento Temporaneo d'Impresa (RTI) della bonifica dell'ex stabilimento Q8 di Napoli. La Società eseguirà le attività di progettazione, analisi ambientale, fornitura, installazione e gestione di un desorbitore termico.
In regime pubblicistico, è stato completato il processo di verifica post assegnazione da parte di ANAS, dei requisiti dell'RTI in cui Eni Rewind è mandante, per poter avviare le attività per i servizi di indagine e caratterizzazione nel lotto adriatico (Emilia-Romagna, Marche, Abruzzo, Molise, Puglia), dove Eni Rewind, attraverso i
(1) Nel volume riportato sono ricompresi i rifiuti derivanti dalla gestione delle attività ambientali della rete dei Punti Vendita (circa 112 mila tonnellate), il cui "produttore" è la stessa ditta ambientale incaricata all'esecuzione dei lavori.
propri laboratori ambientali, fornirà servizi specifici di analisi chimiche. Nel mese di settembre è stato sottoscritto l'atto costitutivo dell'RTI per la stipula del contratto con Anas.
In regime privatistico Eni Rewind è risultata aggiudicataria di un contratto quadro di durata triennale (rinnovabile per ulteriori 2 anni) per il servizio di trasporto e smaltimento di circa 50 kton di rifiuti generati dalla Raffineria di Milazzo (RAM).
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.
In attuazione del Memorandum of Understanding (MoU) siglato tra l'Autorità Nazionale per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain (NOGA) siglato nel 2021, la Raffineria Bahrain Petroleum Company (BAPCO) nel 2022 ha provveduto a richiedere ad Eni Rewind un'offerta per l'implementazione su larga scala del sistema di trattamento e-Hyrec con relative ingegneria, fornitura, installazione e assistenza tecnica.
Prosegue inoltre la collaborazione con Eni su progetti di "water management & valorization" e nel mese di giugno, sono stati completati gli studi di fattibilità relativi alla ottimizzazione della gestione delle waste water e delle acque di processo presso gli impianti situati in Algeria e Libia.
Nel 2022 sono state eseguite attività di ingegneria ambientale anche per le bonifiche delle stazioni di servizio aziendali in Francia e Germania.
Nel nuovo mandato per le bonifiche delle aree delle stazioni di servizio stipulato con Eni Sustainable Mobility in vigore dal 1° gennaio 2023 è stato previsto il supporto di Eni Rewind in fase di progettazione degli interventi ambientali anche per le bonifiche delle stazioni di servizio della rete europea.
| PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Acqua trattata | (milioni di metri cubi) | 35,4 | 36,4 | 36,4 | 30,7 | 29,7 |
| di cui riutilizzata | 9,9 | 9,1 | 6,1 | 5,1 | 4,8 | |
| Gestione rifiuti | (milioni di tonnellate) | 2,0 | 1,9 | 1,7 | 2,0 | 1,9 |
| Rifiuti recuperati/recuperabili | (%) | 74 | 73 | 78 | 59 | 58 |
Tabelle
DATI ECONOMICO-FINANZIARI
CONTO ECONOMICO
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
| Altri ricavi e proventi | 1.175 | 1.196 | 960 | 1.160 | 1.116 |
| Costi operativi | (105.497) | (58.716) | (36.640) | (54.302) | (59.130) |
| Altri proventi e oneri operativi | (1.736) | 903 | (766) | 287 | 129 |
| Ammortamenti | (7.205) | (7.063) | (7.304) | (8.106) | (6.988) |
| Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing |
(1.140) | (167) | (3.183) | (2.188) | (866) |
| Radiazioni | (599) | (387) | (329) | (300) | (100) |
| Utile (perdita) operativo | 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
| Proventi (oneri) finanziari | (925) | (788) | (1.045) | (879) | (971) |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | 5.464 | (868) | (1.658) | 193 | 1.095 |
| Utile (perdita) prima delle imposte | 22.049 | 10.685 | (5.978) | 5.746 | 10.107 |
| Imposte sul reddito | (8.088) | (4.845) | (2.650) | (5.591) | (5.970) |
| Tax rate (%) | 36,7 | 45,3 | 97,3 | 59,1 | |
| Utile (perdita) netto | 13.961 | 5.840 | (8.628) | 155 | 4.137 |
| di competenza: | |||||
| - azionisti Eni | 13.887 | 5.821 | (8.635) | 148 | 4.126 |
| - interessenze di terzi | 74 | 19 | 7 | 7 | 11 |
STATO PATRIMONIALE
| (€ milioni) | 31 Dic. 2022 | 31 Dic. 2021 | 31 Dic. 2020 | 31 Dic. 2019 | 31 Dic. 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | |||||
| Immobili, impianti e macchinari | 56.332 | 56.299 | 53.943 | 62.192 | 60.302 |
| Diritto di utilizzo beni in leasing | 4.446 | 4.821 | 4.643 | 5.349 | |
| Attività immateriali | 5.525 | 4.799 | 2.936 | 3.059 | 3.170 |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.786 | 1.053 | 995 | 1.371 | 1.217 |
| Partecipazioni | 13.294 | 7.181 | 7.706 | 9.964 | 7.963 |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 1.978 | 1.902 | 1.037 | 1.234 | 1.314 |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (2.320) | (1.804) | (1.361) | (2.235) | (2.399) |
| 81.041 | 74.251 | 69.899 | 80.934 | 71.567 | |
| Capitale di esercizio netto | |||||
| Rimanenze | 7.709 | 6.072 | 3.893 | 4.734 | 4.651 |
| Crediti commerciali | 16.556 | 15.524 | 7.087 | 8.519 | 9.520 |
| Debiti commerciali | (19.527) | (16.795) | (8.679) | (10.480) | (11.645) |
| Attività (passività) tributarie nette | (2.991) | (3.678) | (2.198) | (1.594) | (1.364) |
| Fondi per rischi e oneri | (15.267) | (13.593) | (13.438) | (14.106) | (11.626) |
| Altre attività (passività) di esercizio | 316 | (2.258) | (1.328) | (1.864) | (860) |
| (13.204) | (14.728) | (14.663) | (14.791) | (11.324) | |
| Fondi per benefici ai dipendenti | (786) | (819) | (1.201) | (1.136) | (1.117) |
| Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 156 | 139 | 44 | 18 | 236 |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 67.207 | 58.843 | 54.079 | 65.025 | 59.362 |
| Patrimonio netto | |||||
| di competenza: - azionisti Eni | 54.759 | 44.437 | 37.415 | 47.839 | 51.016 |
| - interessenze di terzi | 471 | 82 | 78 | 61 | 57 |
| Patrimonio netto | 55.230 | 44.519 | 37.493 | 47.900 | 51.073 |
| Indebitamento finanziario netto ante passività per leasing ex IFRS 16 | 7.026 | 8.987 | 11.568 | 11.477 | 8.289 |
| Passività per leasing: | 4.951 | 5.337 | 5.018 | 5.648 | |
| - di cui working interest Eni | 4.457 | 3.653 | 3.366 | 3.672 | |
| - di cui working interest follower | 494 | 1.684 | 1.652 | 1.976 | |
| Indebitamento finanziario netto post lease liability ex IFRS 16 | 11.977 | 14.324 | 16.586 | 17.125 | 8.289 |
| COPERTURE | 67.207 | 58.843 | 54.079 | 65.025 | 59.362 |
| Leverage | 0,22 | 0,32 | 0,44 | 0,36 | 0,16 |
| Gearing | 0,18 | 0,24 | 0,31 | 0,26 | 0,14 |
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto | 13.961 | 5.840 | (8.628) | 155 | 4.137 |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: |
|||||
| - ammortamenti e altri componenti non monetari | 4.369 | 8.568 | 12.641 | 10.480 | 7.657 |
| - plusvalenze nette su cessioni di attività | (524) | (102) | (9) | (170) | (474) |
| - dividendi, interessi e imposte | 8.611 | 5.334 | 3.251 | 6.224 | 6.168 |
| Variazione del capitale di esercizio | (1.279) | (3.146) | (18) | 366 | 1.632 |
| Dividendi incassati da partecipate | 1.545 | 857 | 509 | 1.346 | 275 |
| Imposte pagate | (8.488) | (3.726) | (2.049) | (5.068) | (5.226) |
| Interessi (pagati) incassati | (735) | (764) | (875) | (941) | (522) |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 17.460 | 12.861 | 4.822 | 12.392 | 13.647 |
| Investimenti tecnici | (8.056) | (5.234) | (4.644) | (8.376) | (9.119) |
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (3.311) | (2.738) | (392) | (3.008) | (244) |
| Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni |
1.202 | 404 | 28 | 504 | 1.242 |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | 2.361 | 289 | (735) | (254) | 942 |
| Free cash flow | 9.656 | 5.582 | (921) | 1.258 | 6.468 |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa |
786 | (4.743) | 1.156 | (279) | (357) |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | (2.569) | (244) | 3.115 | (1.540) | 320 |
| Rimborso di passività per beni in leasing | (994) | (939) | (869) | (877) | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (4.841) | (2.780) | (1.968) | (3.424) | (2.957) |
| Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue | (138) | 1.924 | 2.975 | ||
| Variazioni area di consolidamento e differenze cambio sulle disponibilità | 16 | 52 | (69) | 1 | 18 |
| VARIAZIONE NETTA DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE ED EQUIVALENTI | 1.916 | (1.148) | 3.419 | (4.861) | 3.492 |
| Flusso di cassa netto ante variazione circolante al costo di rimpiazzo adjusted | 20.380 | 12.711 | 6.726 | 11.700 | 12.529 |
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Free cash flow | 9.656 | 5.582 | (921) | 1.258 | 6.468 |
| Rimborso di passività per beni in leasing | (994) | (939) | (869) | (877) | |
| Debiti e crediti finanziari società acquisite | (512) | (777) | (67) | (18) | |
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | 142 | 13 | (499) | ||
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | (1.352) | (429) | 759 | (158) | (367) |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (4.841) | (2.780) | (1.968) | (3.424) | (2.957) |
| Flusso di cassa netto delle obbligazioni subordinate perpetue | (138) | 1.924 | 2.975 | ||
| VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ANTE PASSIVITÀ PER LEASING |
1.961 | 2.581 | (91) | (3.188) | 2.627 |
| Effetti prima applicazione IFRS 16 | (5.759) | ||||
| Rimborsi lease liability | 994 | 939 | 869 | 877 | |
| Accensioni del periodo e altre variazioni | (608) | (1.258) | (239) | (766) | |
| Variazione passività per beni in leasing | 386 | (319) | 630 | (5.648) | |
| VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO POST PASSIVITÀ PER LEASING |
2.347 | 2.262 | 539 | (8.836) | 2.627 |
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 31.200 | 21.742 | 13.590 | 23.572 | 25.744 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 48.586 | 20.843 | 7.051 | 11.779 | 14.807 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 59.178 | 40.374 | 25.340 | 42.360 | 46.483 | |
| Plenitude & Power | 20.883 | 11.187 | 7.536 | 8.448 | 8.218 | |
| Corporate e altre attività | 1.879 | 1.698 | 1.559 | 1.676 | 1.588 | |
| Elisioni di consolidamento | (29.214) | (19.269) | (11.089) | (17.954) | (21.018) | |
| 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
| RICAVI DA TERZI | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
| Exploration & Production | 12.896 | 8.846 | 6.359 | 10.499 | 9.943 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 41.230 | 16.973 | 5.362 | 9.230 | 11.931 |
| Refining & Marketing e Chimica | 58.470 | 40.051 | 24.937 | 41.976 | 46.088 |
| Plenitude & Power | 19.726 | 10.517 | 7.135 | 7.972 | 7.684 |
| Corporate e altre attività | 190 | 188 | 194 | 204 | 176 |
| 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
ENI IN SINTESI NATURAL RESOURCES ENERGY EVOLUTION ALLEGATI 103
RICAVI PER AREA GEOGRAFICA DI DESTINAZIONE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 60.090 | 29.968 | 14.717 | 23.312 | 25.279 |
| Resto dell'Unione Europea | 25.413 | 14.671 | 9.508 | 18.567 | 20.408 |
| Resto dell'Europa | 21.748 | 12.470 | 8.191 | 6.931 | 7.052 |
| Americhe | 6.929 | 4.420 | 2.426 | 3.842 | 5.051 |
| Asia | 9.062 | 7.891 | 4.182 | 8.102 | 9.585 |
| Africa | 9.191 | 7.040 | 4.842 | 8.998 | 8.246 |
| Altre aree | 79 | 115 | 121 | 129 | 201 |
| Totale estero | 72.422 | 46.607 | 29.270 | 46.569 | 50.543 |
| 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
RICAVI PER AREA GEOGRAFICA DI ORIGINE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 90.479 | 52.815 | 29.116 | 46.763 | 51.733 |
| Resto dell'Unione Europea | 16.171 | 9.022 | 5.508 | 7.029 | 8.004 |
| Resto dell'Europa | 7.157 | 1.946 | 1.226 | 1.909 | 2.496 |
| Americhe | 5.329 | 3.577 | 1.838 | 3.290 | 3.627 |
| Asia | 1.931 | 1.170 | 846 | 1.068 | 1.165 |
| Africa | 11.224 | 7.777 | 5.271 | 9.587 | 8.599 |
| Altre aree | 221 | 268 | 182 | 235 | 198 |
| Totale estero | 42.033 | 23.760 | 14.871 | 23.118 | 24.089 |
| 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 85.139 | 41.174 | 21.432 | 36.272 | 41.125 |
| Costi per servizi | 10.303 | 10.646 | 9.710 | 11.589 | 10.625 |
| Costi per godimento di beni di terzi | 2.301 | 1.233 | 876 | 1.478 | 1.820 |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 2.985 | 707 | 349 | 858 | 1.120 |
| Altri oneri | 2.069 | 1.983 | 1.317 | 879 | 1.130 |
| a dedurre: | |||||
| incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (268) | (194) | (133) | (202) | (198) |
| 102.529 | 55.549 | 33.551 | 50.874 | 55.622 |
CORRISPETTIVI DI REVISIONE CONTABILE E DEI SERVIZI DIVERSI DALLA REVISIONE
| (€ migliaia) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Revisione contabile | 23.637 | 18.858 | 19.605 | 15.748 | 25.445 | |
| Servizi di audit | 3.563 | 4.511 | 1.412 | 1.045 | 1.628 | |
| 27.200 | 23.369 | 21.017 | 16.793 | 27.073 |
COSTO LAVORO
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Salari e stipendi | 2.311 | 2.182 | 2.193 | 2.417 | 2.409 |
| Oneri sociali | 465 | 455 | 458 | 449 | 448 |
| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 174 | 165 | 102 | 85 | 220 |
| Altri costi | 194 | 204 | 239 | 213 | 170 |
| a dedurre: | |||||
| incrementi per lavori interni | (129) | (118) | (129) | (168) | (154) |
| 3.015 | 2.888 | 2.863 | 2.996 | 3.093 |
AMMORTAMENTI, SVALUTAZIONI, RIPRESE DI VALORE E RADIAZIONI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 6.018 | 5.976 | 6.273 | 7.060 | 6.152 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 217 | 174 | 125 | 124 | 226 |
| Refining & Marketing e Chimica | 506 | 512 | 575 | 620 | 399 |
| Plenitude & Power | 358 | 286 | 217 | 190 | 182 |
| Corporate e altra attività | 139 | 148 | 146 | 144 | 59 |
| Effetto eliminazione utili interni | (33) | (33) | (32) | (32) | (30) |
| Totale ammortamenti | 7.205 | 7.063 | 7.304 | 8.106 | 6.988 |
| Exploration & Production | 432 | (1.244) | 1.888 | 1.217 | 726 |
| Global Gas & LNG Portfolio | (12) | 26 | 2 | (5) | (73) |
| Refining & Marketing e Chimica | 717 | 1.342 | 1.271 | 922 | 193 |
| Plenitude & Power | (37) | 20 | 1 | 42 | 2 |
| Corporate e altre attività | 40 | 23 | 21 | 12 | 18 |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette di attività materiali e immateriali e di diritti di utilizzo beni in leasing |
1.140 | 167 | 3.183 | 2.188 | 866 |
| Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette | 8.345 | 7.230 | 10.487 | 10.294 | 7.854 |
| Radiazioni | 599 | 387 | 329 | 300 | 100 |
| 8.944 | 7.617 | 10.816 | 10.594 | 7.954 |
UTILE OPERATIVO PER SETTORE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 15.908 | 10.066 | (610) | 7.417 | 10.214 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 3.730 | 899 | (332) | 431 | 387 |
| Refining & Marketing e Chimica | 460 | 45 | (2.463) | (682) | (501) |
| Plenitude & Power | (825) | 2.355 | 660 | 74 | 340 |
| Corporate e altre attività | (1.901) | (816) | (563) | (688) | (668) |
| Effetto eliminazione utili interni | 138 | (208) | 33 | (120) | 211 |
| 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)
Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS ("Misure alternative di performance") che escludono dall'utile operativo e dall'utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientali e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l'hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre, è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/ loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (loss) on stock non è rilevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per ottimizzare i margini.
Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.
Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L'informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures.
Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati.
Utile operativo e utile netto adjusted
L'utile operativo e l'utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported gli special item e l'utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell'utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L'effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell'utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliquota statutory delle società italiane.
Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanzia-
rio netto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all'attività operativa.
Pertanto restano inclusi nell'utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).
Utile/perdita di magazzino
L'utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti e quello risultante dall'applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.
Special item
Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli effetti contabili dei derivati su commodity/tassi di cambio valutati a fair value privi dei requisiti contabili per essere classificati come hedges in base agli IFRS o per poter beneficiare della "own use exemption", la quota inefficace dei derivati di copertura nonché gli effetti contabili dei derivati le cui sottostanti transazioni fisiche sono attese in reporting period futuri.
Leverage
Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziaria del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmark con gli standard dell'industria.
Gearing
Il gearing è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.
Flusso di cassa netto adjusted ante variazione circolante
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie.
Free cash flow
Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/ debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/ acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.
Indebitamento finanziario netto
L'indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, delle attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto economico e degli altri titoli non strumentali all'attività operativa, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all'attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all'attività operativa le attività finanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.
ROACE Adjusted
Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l'utile netto adjusted prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.
Coverage
Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.
Current ratio
Indica la capacità dell'impresa di far fronte alle obbligazioni in scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le passività correnti.
Debt coverage
Misura chiave utilizzata dalle Società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.
Debt/EBITDA
Debt/EBITDA è un rapporto tra l'ammontare di reddito disponibile per ripagare il debito prima di dedurre interessi, imposte, ammortamenti e svalutazioni. Tale indice è una misura della capacità di un'impresa di ripagare il debito. Il rapporto esprime la quantità approssimativa di tempo che sarebbe necessario per pagare tutti i debiti.
Profit per boe
Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attività Oil & Gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi venduti.
Opex per boe
Indica l'efficienza della gestione operativa nell'attività upstream di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi operativi (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi prodotti.
Finding & Development cost per boe
Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni boe di nuove riserve scoperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932).
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni.
| 2022 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Refining & Marketing e Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 15.908 | 3.730 | 460 | (825) | (1.901) | 138 | 17.510 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (416) | (148) | (564) | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 30 | 962 | 2 | 1.062 | 2.056 | |||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 432 | (12) | 717 | (37) | 40 | 1.140 | ||
| - radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 2 | 2 | ||||||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (27) | (10) | 1 | (5) | (41) | |||
| - accantonamenti a fondo rischi | 34 | 52 | 1 | 87 | ||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 34 | 4 | 46 | 65 | 53 | 202 | ||
| - derivati su commodity | (1.805) | 4 | 1.412 | (389) | ||||
| - differenze e derivati su cambi | (57) | 244 | (33) | (5) | 149 | |||
| - altro | 55 | (98) | 147 | 2 | 128 | 234 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 503 | (1.667) | 1.885 | 1.440 | 1.279 | 3.440 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 16.411 | 2.063 | 1.929 | 615 | (622) | (10) | 20.386 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (319) | (17) | (36) | (11) | (669) | (1.052) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 2.086 | 4 | 637 | (6) | (91) | 2.630 | ||
| Imposte sul reddito(a) | (7.402) | (1.068) | (616) | (201) | 673 | 6 | (8.608) | |
| Tax rate (%) | 39,2 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 10.776 | 982 | 1.914 | 397 | (709) | (4) | 13.356 | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 55 | |||||||
| - azionisti Eni | 13.301 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 13.887 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (401) | |||||||
| Esclusione special item | (185) | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 13.301 |
| 2021 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Refining & Marketing e Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 10.066 | 899 | 45 | 2.355 | (816) | (208) | 12.341 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (1.455) | (36) | (1.491) | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 60 | 150 | 61 | 271 | ||||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | (1.244) | 26 | 1.342 | 20 | 23 | 167 | ||
| - radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 247 | 247 | ||||||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (77) | (22) | (2) | 1 | (100) | |||
| - accantonamenti a fondo rischi | 113 | (4) | 33 | 142 | ||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 60 | 5 | 42 | (5) | 91 | 193 | ||
| - derivati su commodity | (207) | 50 | (1.982) | (2.139) | ||||
| - differenze e derivati su cambi | (3) | 206 | (14) | (6) | 183 | |||
| - altro | 71 | (349) | 18 | 96 | 14 | (150) | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | (773) | (319) | 1.562 | (1.879) | 223 | (1.186) | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 9.293 | 580 | 152 | 476 | (593) | (244) | 9.664 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (313) | (17) | (32) | (2) | (539) | (903) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 681 | (4) | (3) | (691) | (17) | |||
| Imposte sul reddito(a) | (4.118) | (394) | (54) | (144) | 247 | 68 | (4.395) | |
| Tax rate (%) | 50,3 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 5.543 | 169 | 62 | 327 | (1.576) | (176) | 4.349 | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 19 | |||||||
| - azionisti Eni | 4.330 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 5.821 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (1.060) | |||||||
| Esclusione special item | (431) | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.330 |
| 2020 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Refining & Marketing e Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | (610) | (332) | (2.463) | 660 | (563) | 33 | (3.275) | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 1.290 | 28 | 1.318 | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 19 | 85 | 1 | (130) | (25) | |||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 1.888 | 2 | 1.271 | 1 | 21 | 3.183 | ||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | 1 | (8) | (2) | (9) | ||||
| - accantonamenti a fondo rischi | 114 | 5 | 10 | 20 | 149 | |||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 34 | 2 | 27 | 20 | 40 | 123 | ||
| - derivati su commodity | 858 | (185) | (233) | 440 | ||||
| - differenze e derivati su cambi | 13 | (183) | 10 | (160) | ||||
| - altro | 88 | (21) | (26) | 6 | 107 | 154 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 2.157 | 658 | 1.179 | (195) | 56 | 3.855 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 1.547 | 326 | 6 | 465 | (507) | 61 | 1.898 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (316) | (7) | (1) | (569) | (893) | |||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 262 | (15) | (161) | 6 | (95) | (3) | ||
| Imposte sul reddito(a) | (1.369) | (100) | (84) | (141) | (34) | (25) | (1.753) | |
| Tax rate (%) | 175,0 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 124 | 211 | (246) | 329 | (1.205) | 36 | (751) | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 7 | |||||||
| - azionisti Eni | (758) | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | (8.635) | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 937 | |||||||
| Esclusione special item | 6.940 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | (758) |
| 2019 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Refining & Marketing e Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 7.417 | 431 | (682) | 74 | (688) | (120) | 6.432 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (318) | 95 | (223) | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 32 | 244 | 62 | 338 | ||||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 1.217 | (5) | 922 | 42 | 12 | 2.188 | ||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (145) | (5) | (1) | (151) | ||||
| - accantonamenti a fondo rischi | (18) | (2) | 23 | 3 | ||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 23 | 1 | 8 | 3 | 10 | 45 | ||
| - derivati su commodity | (576) | (118) | 255 | (439) | ||||
| - differenze e derivati su cambi | 14 | 109 | (5) | (10) | 108 | |||
| - altro | 100 | 233 | (23) | 6 | (20) | 296 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 1.223 | (238) | 1.021 | 296 | 86 | 2.388 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 8.640 | 193 | 21 | 370 | (602) | (25) | 8.597 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (362) | 3 | (36) | (1) | (525) | (921) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 312 | (21) | 37 | 10 | 43 | 381 | ||
| Imposte sul reddito(a) | (5.154) | (75) | (64) | (104) | 218 | 5 | (5.174) | |
| Tax rate (%) | 64,2 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 3.436 | 100 | (42) | 275 | (866) | (20) | 2.883 | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 7 | |||||||
| - azionisti Eni | 2.876 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 148 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (157) | |||||||
| Esclusione special item | 2.885 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 2.876 |
| 2018 | (€ milioni) | Exploration & Production |
Global Gas & LNG Portfolio |
Refining & Marketing e Chimica |
Plenitude & Power |
Corporate e altre attività |
Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 10.214 | 387 | (501) | 340 | (668) | 211 | 9.983 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 234 | (138) | 96 | |||||
| Esclusione special item: | ||||||||
| - oneri ambientali | 110 | 193 | (1) | 23 | 325 | |||
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 726 | (73) | 193 | 2 | 18 | 866 | ||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (442) | (9) | (1) | (452) | ||||
| - accantonamenti a fondo rischi | 360 | 21 | (1) | 380 | ||||
| - oneri per incentivazione all'esodo | 26 | 4 | 8 | 118 | (1) | 155 | ||
| - derivati su commodity | (63) | 120 | (190) | (133) | ||||
| - differenze e derivati su cambi | (6) | 111 | 5 | (3) | 107 | |||
| - altro | (138) | (88) | 96 | (4) | 47 | (87) | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 636 | (109) | 627 | (78) | 85 | 1.161 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 10.850 | 278 | 360 | 262 | (583) | 73 | 11.240 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (366) | (3) | 11 | (1) | (697) | (1.056) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 285 | (1) | (2) | 10 | 5 | 297 | ||
| Imposte sul reddito(a) | (5.814) | (156) | (145) | (82) | 327 | (17) | (5.887) | |
| Tax rate (%) | 56,2 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 4.955 | 118 | 224 | 189 | (948) | 56 | 4.594 | |
| di competenza: | ||||||||
| - interessenze di terzi | 11 | |||||||
| - azionisti Eni | 4.583 | |||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 4.126 | |||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 69 | |||||||
| Esclusione special item | 388 | |||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.583 |
DETTAGLIO DEGLI SPECIAL ITEM
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Special item dell'utile (perdita) operativo | 3.440 | (1.186) | 3.855 | 2.388 | 1.161 | |
| - oneri ambientali | 2.056 | 271 | (25) | 338 | 325 | |
| - svalutazioni (riprese di valore) nette | 1.140 | 167 | 3.183 | 2.188 | 866 | |
| - radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 2 | 247 | ||||
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (41) | (100) | (9) | (151) | (452) | |
| - accantonamenti a fondo rischi | 87 | 142 | 149 | 3 | 380 | |
| - oneri per incentivazione all'esodo | 202 | 193 | 123 | 45 | 155 | |
| - derivati su commodity | (389) | (2.139) | 440 | (439) | (133) | |
| - differenze e derivati su cambi | 149 | 183 | (160) | 108 | 107 | |
| - ripristino ammortamenti Eni Norge | (375) | |||||
| - altro | 234 | (150) | 154 | 296 | 288 | |
| Oneri (proventi) finanziari | (127) | (115) | 152 | (42) | (85) | |
| di cui: | ||||||
| - riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo | (149) | (183) | 160 | (108) | (107) | |
| Oneri (proventi) su partecipazioni | (2.834) | 851 | 1.655 | 188 | (798) | |
| di cui: | ||||||
| - plusvalenza da cessione | (2.990) | (46) | (909) | |||
| - svalutazioni/rivalutazioni di partecipazioni | 851 | 1.207 | 148 | 67 | ||
| Imposte sul reddito | (683) | 19 | 1.278 | 351 | 110 | |
| Totale special item dell'utile (perdita) netto | (204) | (431) | 6.940 | 2.885 | 388 | |
| di competenza: | ||||||
| - azionisti Eni | (185) | (431) | 6.940 | 2.885 | 388 | |
| - interessenze di terzi | (19) |
UTILE OPERATIVO ADJUSTED PER SETTORE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 16.411 | 9.293 | 1.547 | 8.640 | 10.850 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 2.063 | 580 | 326 | 193 | 278 |
| Refining & Marketing e Chimica | 1.929 | 152 | 6 | 21 | 360 |
| Plenitude & Power | 615 | 476 | 465 | 370 | 262 |
| Corporate e altre attività | (622) | (593) | (507) | (602) | (583) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato | (10) | (244) | 61 | (25) | 73 |
| 20.386 | 9.664 | 1.898 | 8.597 | 11.240 |
UTILE NETTO ADJUSTED PER SETTORE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 10.776 | 5.543 | 124 | 3.436 | 4.955 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 982 | 169 | 211 | 100 | 118 |
| Refining & Marketing e Chimica | 1.914 | 62 | (246) | (42) | 224 |
| Plenitude & Power | 397 | 327 | 329 | 275 | 189 |
| Corporate e altre attività | (709) | (1.576) | (1.205) | (866) | (948) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidamento(a) | (4) | (176) | 36 | (20) | 56 |
| 13.356 | 4.349 | (751) | 2.883 | 4.594 | |
| di cui: | |||||
| azionisti Eni | 13.301 | 4.330 | (758) | 2.876 | 4.583 |
| interessenze di terzi | 55 | 19 | 7 | 7 | 11 |
(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell'impresa acquirente.
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI
| (€ milioni) 2022 |
2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|
| (939) | (849) | (913) | (962) | (627) |
| (507) | (475) | (517) | (618) | (565) |
| (53) | 11 | 31 | 127 | 32 |
| (2) | ||||
| (128) | (94) | (102) | (122) | (120) |
| (315) | (304) | (347) | (378) | |
| 57 | 4 | 10 | 21 | 18 |
| 9 | 9 | 12 | 8 | 8 |
| 13 | (306) | 351 | (14) | (307) |
| (70) | (322) | 391 | 9 | (329) |
| 81 | 16 | (40) | (23) | 22 |
| 2 | ||||
| 238 | 476 | (460) | 250 | 341 |
| (275) | (177) | (96) | (246) | (430) |
| 128 | 67 | 97 | 112 | 132 |
| (199) | (144) | (190) | (255) | (249) |
| (204) | (100) | (3) | (103) | (313) |
| (963) | (856) | (1.118) | (972) | (1.023) |
| 38 | 68 | 73 | 93 | 52 |
| (925) | (788) | (1.045) | (879) | (971) |
PROVENTI (ONERI) NETTI SU PARTECIPAZIONI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | 2.163 | 202 | 38 | 161 | 409 |
| Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | (285) | (1.294) | (1.733) | (184) | (430) |
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni | 483 | 1 | 19 | 22 | |
| Dividendi | 351 | 230 | 150 | 247 | 231 |
| Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto |
(37) | 1 | (38) | (65) | (47) |
| Altri proventi (oneri) netti | 2.789 | (8) | (75) | 15 | 910 |
| 5.464 | (868) | (1.658) | 193 | 1.095 |
IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Immobilizzazioni materiali lorde | ||||||
| Exploration & Production | 158.137 | 162.617 | 150.613 | 159.597 | 151.046 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 2.653 | 2.665 | 2.164 | 2.332 | 2.286 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 28.058 | 27.390 | 26.713 | 26.154 | 25.428 | |
| Plenitude & Power | 5.442 | 4.497 | 3.641 | 3.402 | 3.249 | |
| Corporate e altre attività | 2.155 | 2.205 | 2.134 | 1.944 | 1.875 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (633) | (628) | (624) | (614) | (600) | |
| 195.812 | 198.746 | 184.641 | 192.815 | 183.284 | ||
| Immmobilizzazioni materiali nette | ||||||
| Exploration & Production | 49.645 | 50.332 | 48.296 | 55.702 | 53.535 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 735 | 849 | 579 | 738 | 826 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 3.316 | 3.342 | 4.132 | 5.015 | 5.300 | |
| Plenitude & Power | 2.534 | 1.653 | 860 | 708 | 624 | |
| Corporate e altre attività | 320 | 369 | 348 | 323 | 327 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (218) | (246) | (272) | (294) | (310) | |
| 56.332 | 56.299 | 53.943 | 62.192 | 60.302 |
INVESTIMENTI
| (€ milioni) 2022 |
2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 6.362 | 3.861 | 3.472 | 6.996 | 7.901 |
| Global Gas & LNG Portfolio | 23 | 19 | 11 | 15 | 26 |
| Refining & Marketing e Chimica | 878 | 728 | 771 | 933 | 877 |
| Plenitude & Power | 631 | 443 | 293 | 357 | 238 |
| Corporate e altre attività | 166 | 187 | 107 | 89 | 94 |
| Effetto eliminazione utili interni | (4) | (4) | (10) | (14) | (17) |
| Investimenti tecnici | 8.056 | 5.234 | 4.644 | 8.376 | 9.119 |
| Investimenti in partecipazioni/business combination | 3.311 | 2.738 | 392 | 3.008 | 244 |
| Totale investimenti tecnici e in partecipazioni/business combination | 11.367 | 7.972 | 5.036 | 11.384 | 9.363 |
INVESTIMENTI TECNICI PER AREA GEOGRAFICA DI LOCALIZZAZIONE
| (€ milioni) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Italia | 1.475 | 1.333 | 1.198 | 1.402 | 1.424 |
| Resto dell'Unione Europea | 415 | 199 | 152 | 306 | 267 |
| Resto dell'Europa | 205 | 202 | 119 | 9 | 538 |
| Africa | 3.163 | 1.604 | 1.443 | 3.902 | 4.533 |
| America | 1.266 | 659 | 441 | 1.017 | 534 |
| Asia | 1.390 | 1.203 | 1.267 | 1.685 | 1.782 |
| Altre aree | 142 | 34 | 24 | 55 | 41 |
| Totale estero | 6.581 | 3.901 | 3.446 | 6.974 | 7.695 |
| Investimenti tecnici | 8.056 | 5.234 | 4.644 | 8.376 | 9.119 |
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO
| Debiti finanziari | Disponibilità liquide | Attività finanziarie valutate al fair value con effetti a conto |
Crediti finanziari non strumentali |
Passività per beni | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | e obbligazioni | ed equivalenti | economico | all'attività operativa | in leasing | Totale | |
| 2022 | |||||||
| Breve termine | 7.543 | (10.155) | (8.251) | (1.485) | 884 | (11.464) | |
| Lungo termine | 19.374 | 4.067 | 23.441 | ||||
| 26.917 | (10.155) | (8.251) | (1.485) | 4.951 | 11.977 | ||
| 2021 | |||||||
| Breve termine | 4.080 | (8.254) | (6.301) | (4.252) | 948 | (13.779) | |
| Lungo termine | 23.714 | 4.389 | 28.103 | ||||
| 27.794 | (8.254) | (6.301) | (4.252) | 5.337 | 14.324 | ||
| 2020 | |||||||
| Breve termine | 4.791 | (9.413) | (5.502) | (203) | 849 | (9.478) | |
| Lungo termine | 21.895 | 4.169 | 26.064 | ||||
| 26.686 | (9.413) | (5.502) | (203) | 5.018 | 16.586 | ||
| 2019 | |||||||
| Breve termine | 5.608 | (5.994) | (6.760) | (287) | 889 | (6.544) | |
| Lungo termine | 18.910 | 4.759 | 23.669 | ||||
| 24.518 | (5.994) | (6.760) | (287) | 5.648 | 17.125 | ||
| 2018 | |||||||
| Breve termine | 5.783 | (10.836) | (6.552) | (188) | (11.793) | ||
| Lungo termine | 20.082 | 20.082 | |||||
| 25.865 | (10.836) | (6.552) | (188) | 8.289 |
PERSONALE
PERSONALE A FINE PERIODO
| (numero) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | Italia | 3.192 | 3.364 | 3.692 | 3.491 | 3.477 |
| Estero | 5.497 | 6.045 | 6.123 | 6.781 | 6.971 | |
| 8.689 | 9.409 | 9.815 | 10.272 | 10.448 | ||
| Global Gas & LNG Portfolio | Italia | 282 | 276 | 290 | 293 | 318 |
| Estero | 588 | 571 | 410 | 418 | 416 | |
| 870 | 847 | 700 | 711 | 734 | ||
| Refining & Marketing e Chimica | Italia | 8.986 | 9.028 | 8.915 | 9.035 | 8.863 |
| Estero | 4.146 | 4.044 | 2.556 | 2.591 | 2.594 | |
| 13.132 | 13.072 | 11.471 | 11.626 | 11.457 | ||
| Plenitude & Power | Italia | 2.096 | 1.864 | 1.679 | 1.698 | 1.719 |
| Estero | 698 | 600 | 413 | 358 | 337 | |
| 2.794 | 2.464 | 2.092 | 2.056 | 2.056 | ||
| Corporate e altre attività | Italia | 6.322 | 6.503 | 6.999 | 6.971 | 6.625 |
| Estero | 381 | 394 | 418 | 417 | 381 | |
| 6.703 | 6.897 | 7.417 | 7.388 | 7.006 | ||
| Totale occupazione a fine periodo | Italia | 20.878 | 21.035 | 21.575 | 21.488 | 21.002 |
| Estero | 11.310 | 11.654 | 9.920 | 10.565 | 10.699 | |
| 32.188 | 32.689 | 31.495 | 32.053 | 31.701 |
DETTAGLIO PER QUALIFICA
| (numero) | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
|---|---|---|---|---|---|
| Dirigenti | 966 | 986 | 982 | 1.037 | 1.025 |
| Quadri | 9.133 | 9.196 | 9.245 | 9.461 | 9.227 |
| Impiegati | 15.903 | 15.970 | 16.285 | 16.403 | 16.208 |
| Operai | 6.186 | 6.537 | 4.983 | 5.152 | 5.241 |
| Totale | 32.188 | 32.689 | 31.495 | 32.053 | 31.701 |
| di cui: | |||||
| - controllate | 31.376 | 31.888 | 30.775 | 31.321 | 30.950 |
| - joint operations | 812 | 801 | 720 | 732 | 751 |
DATI INFRANNUALI
PRINCIPALI DATI ECONOMICO-FINANZIARI(a)
| 2022 | (€ milioni) | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 32.129 | 31.556 | 37.302 | 31.525 | 132.512 | |
| Utile (perdita) operativo | 5.352 | 5.970 | 6.611 | (423) | 17.510 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted: | 5.191 | 5.841 | 5.772 | 3.582 | 20.386 | |
| Exploration & Production | 4.381 | 4.867 | 4.272 | 2.891 | 16.411 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 931 | (14) | 1.083 | 63 | 2.063 | |
| Refining & Marketing e Chimica | (91) | 1.104 | 537 | 379 | 1.929 | |
| Plenitude & Power | 185 | 140 | 172 | 118 | 615 | |
| Corporate e altre attività | (174) | (120) | (185) | (143) | (622) | |
| Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni | (41) | (136) | (107) | 274 | (10) | |
| Utile (perdita) netto(b) | 3.583 | 3.815 | 5.862 | 627 | 13.887 | |
| Investimenti tecnici | 1.364 | 1.829 | 2.099 | 2.764 | 8.056 | |
| Investimenti in partecipazioni | 1.194 | 73 | 978 | 1.066 | 3.311 | |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 13.993 | 12.777 | 11.533 | 11.977 | 11.977 |
| 2021 | (€ milioni) | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 14.494 | 16.294 | 19.021 | 26.766 | 76.575 | |
| Utile (perdita) operativo | 1.862 | 1.995 | 2.793 | 5.691 | 12.341 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted: | 1.321 | 2.045 | 2.492 | 3.806 | 9.664 | |
| Exploration & Production | 1.378 | 1.841 | 2.444 | 3.630 | 9.293 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | (30) | 24 | 50 | 536 | 580 | |
| Refining & Marketing e Chimica | (120) | 190 | 186 | (104) | 152 | |
| Plenitude & Power | 202 | 108 | 64 | 102 | 476 | |
| Corporate e altre attività | (146) | (111) | (109) | (227) | (593) | |
| Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni | 37 | (7) | (143) | (131) | (244) | |
| Utile (perdita) netto(b) | 856 | 247 | 1.203 | 3.515 | 5.821 | |
| Investimenti tecnici | 1.139 | 1.248 | 1.200 | 1.647 | 5.234 | |
| Investimenti in partecipazioni | 520 | 351 | 553 | 1.314 | 2.738 | |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 17.507 | 15.323 | 16.622 | 14.324 | 14.324 |
| 2020 | (€ milioni) | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 13.873 | 8.157 | 10.326 | 11.631 | 43.987 | |
| Utile (perdita) operativo | (1.095) | (2.680) | 220 | 280 | (3.275) | |
| Utile (perdita) operativo adjusted: | 1.307 | (434) | 537 | 488 | 1.898 | |
| Exploration & Production | 1.037 | (807) | 515 | 802 | 1.547 | |
| Global Gas & LNG Portfolio | 233 | 130 | 64 | (101) | 326 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 16 | 73 | 21 | (104) | 6 | |
| Plenitude & Power | 191 | 85 | 57 | 132 | 465 | |
| Corporate e altre attività | (204) | (135) | (84) | (84) | (507) | |
| Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni | 34 | 220 | (36) | (157) | 61 | |
| Utile (perdita) netto(b) | (2.929) | (4.406) | (503) | (797) | (8.635) | |
| Investimenti tecnici | 1.590 | 978 | 889 | 1.187 | 4.644 | |
| Investimenti in partecipazioni | 222 | 42 | 95 | 33 | 392 | |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 18.681 | 19.971 | 19.853 | 16.586 | 16.586 |
(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.
(b) Di competenza Eni.
DATI DI SCENARIO
| 2022 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio del greggio Brent dated(a) | 101,40 | 113,78 | 100,85 | 88,71 | 101,19 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,122 | 1,065 | 1,007 | 1,021 | 1,053 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 90,40 | 106,84 | 100,15 | 86,93 | 96,09 |
| Standard Eni Refining Margi (SERM)(c) | (0,9) | 17,2 | 4,1 | 13,6 | 8,5 |
| PSV(d) | 1.043 | 1.032 | 2.082 | 1.009 | 1.294 |
| TTF(d) | 1.018 | 1.011 | 2.077 | 999 | 1.279 |
| 2021 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio del greggio Brent dated(a) | 60,90 | 68,83 | 73,47 | 79,73 | 70,73 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,205 | 1,206 | 1,179 | 1,144 | 1,183 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 50,54 | 57,07 | 62,33 | 69,73 | 59,80 |
| Standard Eni Refining Margi (SERM)(c) | (0,6) | (0,4) | (0,4) | (2,2) | (0,9) |
| PSV(d) | 198 | 264 | 491 | 987 | 487 |
| TTF(d) | 196 | 262 | 500 | 975 | 486 |
| 2020 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio del greggio Brent dated(a) | 50,26 | 29,20 | 43,00 | 44,23 | 41,67 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,103 | 1,101 | 1,169 | 1,193 | 1,142 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 45,56 | 26,51 | 36,78 | 37,08 | 36,49 |
| Standard Eni Refining Margi (SERM)(c) | 3,6 | 2,3 | 0,7 | 0,2 | 1,7 |
| PSV(d) | 120 | 74 | 91 | 156 | 112 |
| TTF(d) | 103 | 56 | 81 | 155 | 100 |
(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie. (d) In Euro per migliaia di metri cubi.
PRINCIPALI DATI OPERATIVI
| 2022 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di petrolio | (mgl barili/giorno) | 780 | 740 | 707 | 776 | 751 |
| Produzione di gas naturale | (mln mc/giorno) | 131 | 126 | 130 | 125 | 128 |
| Produzione di idrocarburi | (mgl boe/giorno) | 1.662 | 1.586 | 1.578 | 1.617 | 1.610 |
| Italia | 84 | 82 | 81 | 80 | 82 | |
| Resto d'Europa | 214 | 180 | 181 | 182 | 189 | |
| Africa Settentrionale | 240 | 270 | 268 | 291 | 267 | |
| Egitto | 358 | 353 | 343 | 328 | 346 | |
| Africa Sub-Sahariana | 284 | 283 | 316 | 273 | 289 | |
| Kazakhstan | 164 | 108 | 81 | 150 | 126 | |
| Resto dell'Asia | 181 | 174 | 171 | 171 | 174 | |
| America | 124 | 125 | 127 | 135 | 127 | |
| Australia e Oceania | 13 | 11 | 10 | 7 | 10 | |
| Produzione venduta di idrocarburi | (mln boe) | 136,0 | 134,7 | 127,7 | 133,6 | 532,0 |
| Vendite di gas naturale a terzi | (mld mc) | 16,71 | 12,11 | 12,02 | 14,26 | 55,10 |
| Autoconsumo di gas naturale | 1,55 | 1,27 | 1,31 | 1,29 | 5,42 | |
| Vendite a terzi e autoconsumo | 18,26 | 13,38 | 13,33 | 15,55 | 60,52 | |
| Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
| Totale vendite e autoconsumi di gas naturale - GGP | 18,26 | 13,38 | 13,33 | 15,55 | 60,52 | |
| Vendite gas retail e business gas | 3,42 | 0,95 | 0,61 | 1,86 | 6,84 | |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (TWh) | 5,10 | 4,49 | 4,77 | 4,43 | 18,79 |
| Vendite di energia elettrica / clienti liberi | 5,73 | 5,61 | 5,96 | 5,07 | 22,37 | |
| Vendite di prodotti petroliferi: | (mln ton) | 6,10 | 7,22 | 7,25 | 7,22 | 27,79 |
| Rete Italia | 1,20 | 1,35 | 1,46 | 1,38 | 5,39 | |
| Extrarete Italia | 1,32 | 1,60 | 1,71 | 1,55 | 6,18 | |
| Rete resto d'Europa | 0,48 | 0,52 | 0,58 | 0,53 | 2,11 | |
| Extrarete resto d'Europa | 0,55 | 0,64 | 0,65 | 0,60 | 2,44 | |
| Extrarete altro estero | 0,13 | 0,11 | 0,14 | 0,13 | 0,51 | |
| Altre vendite | 2,42 | 3,00 | 2,71 | 3,03 | 11,16 |
| 2021 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di petrolio | (mgl barili/giorno) | 814 | 779 | 805 | 852 | 813 |
| Produzione di gas naturale | (mln mc/giorno) | 134 | 123 | 133 | 133 | 131 |
| Produzione di idrocarburi | (mgl boe/giorno) | 1.704 | 1.597 | 1.688 | 1.737 | 1.682 |
| Italia | 99 | 65 | 82 | 87 | 83 | |
| Resto d'Europa | 238 | 172 | 213 | 228 | 213 | |
| Africa Settentrionale | 272 | 247 | 266 | 264 | 262 | |
| Egitto | 355 | 371 | 364 | 348 | 360 | |
| Africa Sub-Sahariana | 310 | 293 | 316 | 321 | 310 | |
| Kazakhstan | 153 | 147 | 119 | 165 | 146 | |
| Resto dell'Asia | 148 | 169 | 201 | 190 | 177 | |
| America | 112 | 116 | 111 | 119 | 115 | |
| Australia e Oceania | 17 | 17 | 16 | 15 | 16 | |
| Produzione venduta di idrocarburi | (mln boe) | 139,9 | 136,7 | 140,7 | 149,4 | 566,7 |
| Vendite di gas naturale a terzi | (mld mc) | 15,51 | 15,48 | 15,49 | 17,14 | 63,62 |
| Autoconsumo di gas naturale | 1,52 | 1,46 | 1,65 | 1,74 | 6,37 | |
| Vendite a terzi e autoconsumo | 17,03 | 16,94 | 17,14 | 18,88 | 69,99 | |
| Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) | 0,45 | 0,01 | 0,00 | 0,00 | 0,46 | |
| Totale vendite e autoconsumi di gas naturale - GGP | 17,48 | 16,95 | 17,14 | 18,88 | 70,45 | |
| Vendite gas retail e business gas | 3,52 | 1,08 | 0,63 | 2,62 | 7,85 | |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (TWh) | 3,66 | 3,89 | 4,22 | 4,72 | 16,49 |
| Vendite di energia elettrica / clienti liberi | 6,42 | 6,55 | 7,83 | 7,74 | 28,54 | |
| Vendite di prodotti petroliferi: | (mln ton) | 6,56 | 6,55 | 7,53 | 7,33 | 27,97 |
| Rete Italia | 1,04 | 1,27 | 1,45 | 1,36 | 5,12 | |
| Extrarete Italia | 1,29 | 1,46 | 1,70 | 1,57 | 6,02 | |
| Rete resto d'Europa | 0,43 | 0,52 | 0,62 | 0,54 | 2,11 | |
| Extrarete resto d'Europa | 0,54 | 0,43 | 0,59 | 0,63 | 2,19 | |
| Extrarete altro estero | 0,12 | 0,13 | 0,13 | 0,14 | 0,52 | |
| Altre vendite | 3,14 | 2,74 | 3,04 | 3,09 | 12,01 |
ENI IN SINTESI NATURAL RESOURCES ENERGY EVOLUTION ALLEGATI 119
| 2020 | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Produzione di petrolio | (mgl barili/giorno) | 892 | 853 | 817 | 809 | 843 |
| Produzione di gas naturale | (mln mc/giorno) | 135 | 132 | 133 | 136 | 134 |
| Produzione di idrocarburi | (mgl boe/giorno) | 1.790 | 1.729 | 1.701 | 1.713 | 1.733 |
| Italia | 112 | 106 | 105 | 103 | 107 | |
| Resto d'Europa | 256 | 243 | 224 | 228 | 237 | |
| Africa Settentrionale | 252 | 258 | 253 | 264 | 257 | |
| Egitto | 303 | 266 | 290 | 304 | 291 | |
| Africa Sub-Sahariana | 372 | 386 | 369 | 347 | 368 | |
| Kazakhstan | 174 | 167 | 144 | 168 | 163 | |
| Resto dell'Asia | 193 | 173 | 172 | 167 | 176 | |
| America | 110 | 114 | 127 | 114 | 117 | |
| Australia e Oceania | 18 | 16 | 17 | 18 | 17 | |
| Produzione venduta di idrocarburi | (mln boe) | 144,7 | 143,8 | 142,6 | 144,1 | 575,2 |
| Vendite di gas naturale a terzi | (mld mc) | 14,37 | 11,95 | 13,96 | 16,17 | 56,45 |
| Autoconsumo di gas naturale | 1,53 | 1,44 | 1,58 | 1,58 | 6,13 | |
| Vendite a terzi e autoconsumo | 15,90 | 13,39 | 15,54 | 17,75 | 62,58 | |
| Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) | 0,69 | 0,46 | 0,44 | 0,82 | 2,41 | |
| Totale vendite e autoconsumi di gas naturale - GGP | 16,59 | 13,85 | 15,98 | 18,57 | 64,99 | |
| Vendite gas retail e business gas | 3,63 | 0,88 | 0,66 | 2,51 | 7,68 | |
| Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (TWh) | 3,28 | 2,74 | 3,07 | 3,40 | 12,49 |
| Vendite di energia elettrica / clienti liberi | 6,50 | 5,60 | 6,65 | 6,58 | 25,33 | |
| Vendite di prodotti petroliferi: | (mln ton) | 6,64 | 5,85 | 7,42 | 6,18 | 26,09 |
| Rete Italia | 1,12 | 0,89 | 1,41 | 1,14 | 4,56 | |
| Extrarete Italia | 1,51 | 1,16 | 1,58 | 1,50 | 5,75 | |
| Rete resto d'Europa | 0,52 | 0,43 | 0,61 | 0,49 | 2,05 | |
| Extrarete resto d'Europa | 0,57 | 0,59 | 0,63 | 0,61 | 2,40 | |
| Extrarete altro estero | 0,12 | 0,11 | 0,12 | 0,13 | 0,48 | |
| Altre vendite | 2,80 | 2,67 | 3,07 | 2,30 | 10,85 |
TABELLA DI CONVERSIONE DELL'ENERGIA
| PETROLIO | (densità media di riferimento 32,35° API, densità relativa 0,8636) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 barile | (bbl) | 158,987 l petrolio(a) | 0,159 m3 petrolio | 162,602 m3 gas | 5.263 ft3 gas | |||
| 5.800.000 btu | ||||||||
| 1 barile/g | (bbl/g) | ~50 t/anno | ||||||
| 1 metro cubo | (m3 ) |
1.000 l petrolio | 6,71 bbl | 1.033 m3 gas | 36.481 ft3 gas | |||
| 1 tonnellata equivalente di petrolio | (tep) | 1.160,49 l petrolio | 7,299 bbl | 1,161 m3 petrolio | 1.187 m3 gas | 41.911 ft3 gas |
GAS
| 1 metro cubo | (m3 ) |
0,976 l petrolio | 0,00671 bbl | 35.314,67 btu | 35.315 ft3 gas | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1.000 piedi cubi | (ft3 ) |
27,637 l petrolio | 0,1742 bbl | 1.000.000 btu | 27,317 m3 gas | 0,02386 tep |
| 1.000.000 british thermal unit | (btu) | 27,4 l petrolio | 0,17 bbl | 0,027 m3 petrolio | 28,3 m3 gas | 1.000 ft3 gas |
| 1 tonnellata di GNL | (tGNL) | 1,2 tep | 8,9 bbl | 52.000.000 btu | 52.000 ft3 gas |
ENERGIA ELETTRICA
| 1 megawattora = 1.000 kWh | (MWh) | 93,532 l petrolio | 0,5883 bbl | 0,0955 m3 petrolio | 94,488 m3 gas | 3.412,14 ft3 gas |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 terajoule | (Tj) | 25.981,45 l petrolio | 163,42 bbl | 25,9814 m3 petrolio | 26.939,46 m3 gas | 947.826,7 ft3 gas |
| 1.000.000 kilocalorie | (kcal) | 108,8 l petrolio | 0,68 bbl | 0,109 m3 petrolio | 112,4 m3 gas | 3.968,3 ft3 gas |
(a) l petrolio: litri di petrolio.
FATTORI DI CONVERSIONE DELLE MASSE
| chilogrammo (kg) | libbra (lb) | tonnellata metrica (t) | |
|---|---|---|---|
| kg | 1 | 2,2046 | 0,001 |
| lb | 0,4536 | 1 | 0,0004536 |
| t | 1.000 | 22.046 | 1 |
FATTORI DI CONVERSIONE DELLE LUNGHEZZE
| metro (m) | pollice (in) | piede (ft) | yarda (yd) | |
|---|---|---|---|---|
| m | 1 | 39,37 | 3,281 | 1,093 |
| in | 0,0254 | 1 | 0,0833 | 0,0278 |
| ft | 0,3048 | 12 | 1 | 0,3333 |
| yd | 0,9144 | 36 | 3 | 1 |
FATTORI DI CONVERSIONE DEI VOLUMI
| piede cubo (ft3 ) |
barile (bbl) | litro (l) | metro cubo (m3 ) |
|
|---|---|---|---|---|
| ft3 | 1 | 0,1781 | 28,32 | 0,02832 |
| bbl | 5,263 | 1 | 159 | 0,158984 |
| l | 0,035315 | 0,0065 | 1 | 0,001 |
| m3 | 35,31485 | 6,65 | 103 | 1 |
Eni SpA
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