Annual Report • May 9, 2018
Annual Report
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Fact Book 201 7
Siamo un'impresa dell'energia. Lavoriamo per costruire un futuro in cui tutti possano accedere alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile. Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. Sul valore della persona, riconoscendo la diversità come risorsa. Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano.
MISSION
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 e 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: 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.
| Eni in sintesi | 4 |
|---|---|
| Principali dati | 6 |
| Exploration & Production | 11 |
| Gas & Power | 52 |
| Rening & Marketing e Chimica | 60 |
| Tabelle | |
| Dati economico-nanziari | 73 |
| Personale | 85 |
| Dati infrannuali | 86 |
| EUROPA | E&P | G&P | R&MeC |
|---|---|---|---|
| Austria | • | • | |
| Belgio | • | • | |
| Cipro | • | ||
| Croazia | • | ||
| Danimarca | • | ||
| Francia | • | • | |
| Germania | • | • | |
| Grecia | • | • | |
| Groenlandia | • | ||
| Irlanda | • | ||
| Italia | • | • | • |
| Lussemburgo | • | ||
| Montenegro | • | ||
| Norvegia | • | ||
| Paesi Bassi | • | • | |
| Polonia | • | ||
| Portogallo | • | ||
| Regno Unito | • | • | • |
| Repubblica Ceca | • | ||
| Repubblica Slovacca | • | ||
| Romania | • | ||
| Slovenia | • | ||
| Spagna | • | • | |
| Svezia | • | ||
| Svizzera | • | • | |
| Turchia | • | • | |
| Ucraina | • | ||
| Ungheria | • | • |
| ASIA E OCEANIA | E&P | G&P | R&MeC |
|---|---|---|---|
| Arabia Saudita | • | ||
| Australia | • | ||
| Cina | • | • | • |
| Corea del Sud | • | • | |
| Emirati Arabi Uniti | • | • | |
| Giappone | • | ||
| Giordania | • | ||
| India | • | • | • |
| Indonesia | • | ||
| Iraq | • | ||
| Kazakhstan | • | ||
| Kuwait | • | ||
| Myanmar | • | ||
| Oman | • | • | |
| Pakistan | • | ||
| Russia | • | • | • |
| Singapore | • | • | |
| Taiwan | • | ||
| Timor Leste | • | ||
| Turkmenistan | • | ||
| Vietnam | • | ||
| AFRICA | E&P | G&P | R&MeC |
|---|---|---|---|
| Algeria | • | ||
| Angola | • | ||
| Congo | • | • | |
| Costa d'Avorio | • | ||
| Egitto | • | • | • |
| Gabon | • | • | |
| Ghana | • | • | |
| Kenia | • | ||
| Liberia | • | ||
| Libia | • | • | |
| Marocco | • | ||
| Mozambico | • | ||
| Nigeria | • | • | |
| Sudafrica | • | ||
| Tunisia | • | • | • |
| AMERICA | E&P | G&P | R&MeC |
|---|---|---|---|
| Argentina | • | ||
| Canada | • | ||
| Ecuador | • | • | |
| Messico | • | ||
| Stati Uniti | • | • | • |
| Trinidad e Tobago | • | ||
| Venezuela | • | • |
Nel 2017 Eni ha conseguito risultati eccellenti che dimostrano come il processo di profondo cambiamento avviato nel 2014 abbia trasformato Eni in una società in grado di creare valore anche nei momenti di mercato più difficili quali quelli vissuti negli ultimi tre anni, fra i più severi che abbiano mai interessato l'industria petrolifera. L'utile operativo adjusted del 2017 è più che raddoppiato a €5,8 miliardi, con un risultato netto che torna in utile a €2,4 miliardi rispetto alla perdita del 2016, grazie alla crescita dell'upstream e alla ristrutturazione dei business mid-downstream. La generazione di cassa operativa al netto degli anticipi incassati dai partner egiziani per il finanziamento di Zohr e di altre componenti non ricorrenti, è stata solida con €10 miliardi, in crescita del 25% rispetto al 2016, evidenziando un surplus di circa €2,4 miliardi rispetto agli investimenti netti di €7,6 miliardi.
I risultati ottenuti hanno consentito di ridurre a 57 \$/bl il prezzo Brent al quale Eni è in grado di autofinanziare gli investimenti e i dividendi, circa la metà di quello necessario nel 2014 per analoga copertura.
A fine 2017 Eni risulta solida finanziariamente, confermata da un livello di leverage di 0,23 e ben al di sotto del nostro ceiling di 0,30 nonostante tre anni e mezzo di downturn dei prezzi e un gearing di 0,18, il migliore tra i competitor del settore, e oltre €11 miliardi di dividendi corrisposti per cassa nello stesso periodo.
Perfezionate le dismissioni del 40% del giacimento super-giant a gas Zohr nell'offshore dell'Egitto – in due distinte transazioni con BP (10%) e Rosneft (30%) – e del 25% dell'Area 4 in Mozambico a ExxonMobil. Nel marzo 2018 definita la cessione di un ulteriore 10% di Zohr con Mubadala Petroleum.
Avviata la produzione del giacimento supergiant a gas con un timeto-market record: meno di due anni dalla FID e meno di due anni e mezzo dalla scoperta.
Nel 2017 aggiunto 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 \$/barile.
Completata con successo la campagna esplorativa nell'Area 1 offshore, grazie all'appraisal della scoperta Tecoalli che fa seguito a quelle di Amoca e Miztòn, con l'incremento delle risorse complessive del blocco fino a 2 miliardi di boe in posto (circa 90% olio). Previsto un piano di sviluppo fast-track.
Eseguito reloading con circa 97.000 km2 di nuovo acreage:
ottenuto il 50% dei diritti di sfruttamento minerari del blocco Isatay nel Mar Caspio Kazako;
firmato l'EPSA relativo al Blocco 52 offshore in Oman;
7 miliardi di boe; tasso di rimpiazzo organico al 103% che si ridetermina in 151% escludendo la riclassifica delle riserve non sviluppate in Venezuela ad unproved, cosi come richiesto dalla normativa SEC.
Sanzionato dai partner dell'Area 4 il progetto per lo sviluppo delle riserve esclusive dell'Area 4 in Mozambico pari a 450 miliardi di metri cubi di gas in posto. Per la realizzazione dell'unita di Floating LNG è stato ottenuto un project financing multi source da \$4,7 miliardi.
Avviato in Corea del Sud il nuovo complesso industriale per la produzione di elastomeri premium a tecnologia Versalis, in joint venture con l'operatore locale Lotte Chemical.
Valorizzato il know-how della raffinazione attraverso due accordi di licensing con le società cinesi Sinopec e Zhejiang Petrochemicals per l'utilizzo della tecnologia di conversione Eni Slurry Technology (EST).
Concretizzato l'impegno sulle rinnovabili con l'apertura dei primi cantieri in Italia e Algeria e con lo sviluppo di ulteriori iniziative in
2017
Peers: Total, Chevron, Statoil, BP, Shell, ConocoPhillips, Exxon
(*) Copertura organica di investimenti e dividendo attraverso il flusso
Italia e all'estero. Firmato l'accordo di collaborazione con General Electric e con il Ministero dell'Energia kazako e il Memorandum of Understanding con il Ministero dell'Elettricita egiziano per la realizzazione congiunta di nuovi impianti.
Migliorato l'indice di frequenza degli infortuni totali registrabili (-6,8% rispetto al 2016), in riduzione sia per i dipendenti (-17,2%) sia per i contrattisti (-2%), grazie all'implementazione di progetti specifici di formazione e sensibilizzazione delle persone Eni. Nel 2017 è stato inaugurato a Gela il nuovo Safety Training Center per la formazione in ambito salute, sicurezza e ambiente.
Nell'ambito della strategia volta a ridurre il "carbon footprint" di Eni è stato potenziato il programma di sviluppo del business delle energie rinnovabili che a oggi puo contare su circa 20 progetti in esecuzione o prossimi alla FID che incrementeranno di circa 250 MW la capacità generativa di Eni. Inoltre, Eni partecipa alla Task Force sulla financial disclosure sul climate change del Financial Stability Board (TCFD) con l'obiettivo di fornire al mercato informazioni sempre più trasparenti sui rischi e le opportunità legate al cambiamento climatico.
Eni ha aderito alla Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) sponsorizzata dalla Banca Mondiale, un'iniziativa pubblico-privata
che coinvolge compagnie petrolifere internazionali,governi e istituzioni internazionali. Eni ha ridotto il flaring di circa il 68% negli ultimi dieci anni e ha favorito l'accesso all'energia ad oltre 18 milioni di persone nell'Africa Sub-Sahariana.
Incrementate su base lorda del 2,5% rispetto al 2016 per la crescita delle produzioni. L'indice di emissione per barile prodotto e tuttavia diminuito di circa il 3% vs. 2016 e del 19% vs. 2014 in linea con l'obiettivo di lungo termine di una riduzione del 43% al 2025.
I barili sversati a seguito di oil spill operativi (maggiori di un barile), riconducibili per il 94% al settore E&P, sono più che raddoppiati rispetto al 2016. La causa principale è stata la fuoriuscita da serbatoio del Centro Olio Val d'Agri (COVA) dove Eni ha attuato tutte le contromisure necessarie per ridurre al minimo il danno ambientale e per prevenire incidenti futuri attraverso l'upgrading delle infrastrutture.
Avviato nel 2017 un gruppo di lavoro sui Diritti Umani nel business supportato dal Danish Institute for Human Rights. Il confronto tra i processi aziendali e gli standard internazionali (UN Guiding Principles on Business and Human Rights) ha consentito la definizione di una roadmap per migliorare ulteriormente le performance in materia di Diritti Umani.
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 66.919 | 55.762 | 72.286 | 98.218 | 104.117 | |
| di cui: Exploration & Production | 19.525 | 16.089 | 21.436 | 28.488 | 31.264 | |
| Gas & Power | 50.623 | 40.961 | 52.096 | 73.434 | 79.619 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 22.107 | 18.733 | 22.639 | 28.994 | 32.181 | |
| Corporate e altre attività | 1.462 | 1.343 | 1.468 | 1.429 | 1.496 | |
| Eliminazione utili interni e altre elisioni | (26.798) | (21.364) | (25.353) | (34.127) | (40.443) | |
| Utile (perdita) operativo | 8.012 | 2.157 | (3.076) | 8.965 | 10.357 | |
| di cui: Exploration & Production | 7.651 | 2.567 | (959) | 10.727 | 15.349 | |
| Gas & Power | 75 | (391) | (1.258) | 64 | (2.923) | |
| Refining & Marketing e Chimica | 981 | 723 | (1.567) | (2.811) | (2.261) | |
| Corporate e altre attività | (668) | (681) | (497) | (518) | (736) | |
| Eliminazione utili interni e altre elisioni | (27) | (61) | 1.205 | 1.503 | 928 | |
| Utile (perdita) operativo | 8.012 | 2.157 | (3.076) | 8.965 | 10.357 | |
| Special items | (1.990) | 333 | 6.426 | 798 | 2.157 | |
| Utile (perdita) di magazzino | (219) | (175) | 1.136 | 1.460 | 716 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted(a) | 5.803 | 2.315 | 4.486 | 11.223 | 13.230 | |
| di cui: Exploration & Production | 5.173 | 2.494 | 4.182 | 11.679 | 15.124 | |
| Gas & Power | 214 | (390) | (126) | 168 | (622) | |
| Refining & Marketing e Chimica | 991 | 583 | 695 | (412) | (859) | |
| Corporate e altre attività | (542) | (452) | (369) | (443) | (542) | |
| Utile (perdita) netto di Gruppo(b) | 3.374 | (1.464) | (8.778) | 1.303 | 5.320 | |
| di cui: continuing operations | 3.374 | (1.051) | (7.952) | 1.720 | 5.808 | |
| discontinuing operations | (413) | (826) | (417) | (488) | ||
| Utile (perdita) netto adjusted(a)(b) | 2.379 | (340) | 803 | 3.723 | 4.707 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 10.117 | 7.673 | 12.875 | 14.469 | 11.547 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - standalone(a) | 10.117 | 7.673 | 12.155 | 13.544 | 10.645 | |
| Investimenti tecnici | 8.681 | 9.180 | 10.741 | 11.178 | 11.221 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 48.079 | 53.086 | 57.409 | 65.641 | 64.053 | |
| Indebitamento finanziario netto | 10.916 | 14.776 | 16.871 | 13.685 | 14.963 | |
| Leverage | 0,23 | 0,28 | 0,29 | 0,21 | 0,23 | |
| Capitale investito netto | 58.995 | 67.862 | 74.280 | 79.326 | 79.016 | |
| di cui: Exploration & Production | 49.801 | 57.910 | 53.968 | 51.061 | 48.703 | |
| Gas & Power | 3.394 | 4.100 | 5.803 | 9.031 | 8.462 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 7.440 | 6.981 | 6.986 | 9.711 | 11.393 |
(*) Da continuing operations.
(**) Dal 1° gennaio 2016 Eni ha modificato, su base volontaria, il criterio di valutazione dei costi relativi all'attività esplorativa adottando il metodo dello "sforzo coronato da successo" - Successful Effort Method (SEM). Conseguentemente i dati economici, patrimoniali e finanziari dei comparative periods sono stati riesposti.
(a) Misure di risultato non-GAAP. I dati 2013-2015 sono elaborati su base standalone cioè escludono del tutto e non limitatamente ai rapporti con terzi, il contributo di Saipem alle continuing operations, assumendo pertanto il deconsolidamento della stessa.
(b) Di competenza azionisti Eni.
| 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio greggio Brent dated(a) | (\$/barile) | 54,27 | 43,69 | 52,46 | 98,99 | 108,66 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,130 | 1,107 | 1,11 | 1,329 | 1,328 | |
| Prezzo medio del greggio Brent dated | (€) | 48,03 | 39,47 | 47,26 | 74,48 | 81,82 |
| Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | (\$) | 5,0 | 4,2 | 8,3 | 3,2 | 2,4 |
| TTF | (€/mgl di metri cubi) | 183 | 148 | 210 | 221 | 286 |
| PSV | (€/mgl di metri cubi) | 211 | 168 | 234 | 246 | 296 |
(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.
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| 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 32.934 | 33.536 | 34.196 | 34.846 | 36.678 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,33 | 0,35 | 0,45 | 0,71 | 0,94 |
| di cui: dipendenti | 0,30 | 0,36 | 0,41 | 0,56 | 0,78 | |
| contrattisti | 0,34 | 0,35 | 0,47 | 0,79 | 1,01 | |
| Volumi totali oil spill (>1 barile) | (barili) | 6.464 | 5.913 | 16.481 | 15.562 | 7.891 |
| di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo | 3.236 | 4.682 | 14.847 | 14.401 | 6.002 | |
| operativi | 3.228 | 1.231 | 1.634 | 1.161 | 1.889 | |
| Emissioni dirette di gas serra (GHG) | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
42,52 | 41,46 | 42,32 | 42,14 | 47,60 |
| di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo |
32,65 | 31,99 | 32,22 | 31,02 | 33,07 | |
| CO2 equivalente da flaring |
6,83 | 5,40 | 5,51 | 5,73 | 9,13 | |
| CO2 equivalente da metano incombusto e da emissioni fuggitive |
1,46 | 2,40 | 2,79 | 3,50 | 3,47 | |
| CO2 equivalente da venting |
1,58 | 1,67 | 1,80 | 1,89 | 1,92 | |
| Exploration & Production | 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 11.970 | 12.494 | 12.821 | 12.777 | 12.352 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,28 | 0,34 | 0,34 | 0,56 | 0,60 |
| Riserve certe di idrocarburi | (milioni di boe) | 6.990 | 7.490 | 6.890 | 6.602 | 6.535 |
| Vita utile residua delle riserve certe | (anni) | 10,5 | 11,6 | 10,7 | 11,3 | 11,1 |
| Produzione di idrocarburi(a) | (migliaia di boe/giorno) | 1.816 | 1.759 | 1.760 | 1.598 | 1.619 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 103 | 193 | 148 | 112 | 105 |
| Profit per boe(b) | (\$/boe) | 8,7 | 2,0 | (3,8) | 9,9 | 16,2 |
| Opex per boe(a) | 6,6 | 6,2 | 7,2 | 8,4 | 8,3 | |
| Cash flow per boe(a) | 20,2 | 12,9 | 20,9 | 30,1 | 31,9 | |
| Finding & Development cost per boe(a)(c) | 10,4 | 13,2 | 19,3 | 21,5 | 19,2 | |
| Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
23,45 | 21,78 | 23,54 | 23,56 | 27,37 |
| Emissioni di CO2 eq/produzione lorda di idrocarburi (100% operata)(d) |
(tonnellate di CO2 eq/tep) |
0,162 | 0,166 | 0,177 | 0,190 | 0,223 |
| % di acqua di formazione reiniettata | (%) | 59 | 58 | 56 | 56 | 55 |
| Volume di idrocarburi inviato a flaring | (milioni di metri cubi) | 2.283 | 1.950 | 1.989 | 1.767 | 3.450 |
| di cui: di processo | 1.556 | 1.530 | 1.564 | 1.678 | 3.320 | |
| Oil spill operativi (>1 barile) | (barili) | 3.022 | 1.097 | 1.177 | 936 | 1.728 |
(*) Relativi alle continuing operations. I dati del triennio 2014-2016 escludono il contributo Saipem, il cui controllo è stato ceduto nel 2016.
(a) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(b) Relativo alle società consolidate.
(c) Media triennale.
(d) Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 137 mln di tep, 122 mln di tep, 125 mln di tep, 117 mln di tep e 118 mln di tep rispettivamente nel 2017, 2016, 2015, 2014 e 2013.
| Gas & Power | 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 4.313 | 4.261 | 4.484 | 4.561 | 4.616 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,37 | 0,29 | 0,89 | 0,82 | 1,48 |
| Vendite gas mondo | (miliardi di metri cubi) | 80,83 | 86,31 | 87,72 | 86,11 | 90,56 |
| di cui: in Italia | 37,43 | 38,43 | 38,44 | 34,04 | 35,86 | |
| internazionali | 43,40 | 47,88 | 52,44 | 52,27 | 54,70 | |
| Clienti in Italia | (milioni) | 7,7 | 7,8 | 7,9 | 7,9 | 8,0 |
| Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
11,23 | 11,17 | 10,57 | 10,12 | 11,27 |
| Emissioni di GHG/energia elettrica equivalente prodotta (EniPower) | (gCO2 eq/kWheq) |
395 | 398 | 409 | 409 | 407 |
| Capacità installata centrali elettriche | (GW) | 4,7 | 4,7 | 4,9 | 4,9 | 4,8 |
| Energia elettrica prodotta | (terawattora) | 22,42 | 21,78 | 20,69 | 19,55 | 21,38 |
| Vendite di energia elettrica | 35,33 | 37,05 | 34,88 | 33,58 | 35,05 | |
| Grado di soddisfazione clienti | (scala da 0 a 100) | 86,7 | 86,2 | 85,6 | 81,4 | 80,0 |
| Refining & Marketing e Chimica | 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 10.916 | 10.858 | 10.995 | 11.884 | 14.146 |
| TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,62 | 0,38 | 1,07 | 1,51 | 2,33 |
| Oil spill operativi (>1 barile) | (barili) | 194 | 134 | 427 | 225 | 161 |
| Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
7,82 | 8,50 | 8,19 | 8,45 | 8,90 |
| Emissioni SOx (ossidi di zolfo) |
(migliaia di tonnellate di SO2 eq) |
5,18 | 4,35 | 6,17 | 6,84 | 12,33 |
| Lavorazioni in conto proprio | (milioni di tonnellate) | 24,02 | 24,52 | 26,41 | 25,03 | 27,38 |
| Quota di mercato rete in Italia | (%) | 25,0 | 24,3 | 24,5 | 25,5 | 27,5 |
| Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | (milioni di tonnellate) | 8,54 | 8,59 | 8,89 | 9,21 | 9,69 |
| Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 5.544 | 5.622 | 5.846 | 6.220 | 6.386 |
| Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa | (migliaia di litri) | 1.783 | 1.742 | 1.754 | 1.725 | 1.828 |
| Capacità bilanciata delle raffinerie | (migliaia barili/g) | 548 | 548 | 548 | 617 | 787 |
| Capacità delle bioraffinerie | (migliaia di tonnellate/anno) | 360 | 360 | 360 | 360 | |
| Produzione di biocarburanti | (migliaia di tonnellate) | 206 | 181 | 179 | 105 | |
| Emissioni di GHG/quantità lavorate in ingresso (materie prime e semilavorate) dalla raffinerie |
(tonnellate CO2 eq/kt) |
258 | 278 | 253 | 301 | 252 |
| Produzioni di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 5.818 | 5.646 | 5.700 | 5.283 | 5.817 |
| Vendite di prodotti petrolchimici | 3.712 | 3.759 | 3.801 | 3.463 | 3.785 | |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici | (%) | 73 | 72 | 73 | 71 | 65 |
8
2017
9
| 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto(a)(b) | (€) | 0,94 | (0,29) | (2,21) | 0,48 | 1,56 |
| Dividendo | 0,80 | 0,80 | 0,80 | 1,12 | 1,10 | |
| Dividendi pagati nell'esercizio(c) | (€ milioni) | 2.881 | 2.881 | 3.457 | 4.006 | 3.949 |
| Cash flow | (€) | 2,81 | 2,13 | 3,58 | 4,01 | 3,19 |
| Dividend yield(d) | (%) | 5,7 | 5,4 | 5,7 | 7,6 | 6,5 |
| Utile (perdita) netto per ADR(b)(e) | (\$) | 2,12 | (0,65) | (4,90) | 1,27 | 4,14 |
| Dividend per ADR(e) | 1,81 | 1,77 | 1,77 | 2,65 | 2,99 | |
| Cash flow per ADR(e) | 6,35 | 4,72 | 7,95 | 10,66 | 8,47 | |
| Dividend yield per ADR(d)(e) | (%) | 5,7 | 5,4 | 5,7 | 7,6 | 6,5 |
| Pay-out | 85 | (197) | (33) | 310 | 77 | |
| Numero di azioni a fine periodo | (milioni) | 3.601,1 | 3.634,2 | 3.634,2 | 3.634,2 | 3.634,2 |
| Numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio(f) (interamente diluito) | 3.601,1 | 3.601,1 | 3.601,1 | 3.610,4 | 3.622,8 | |
| Total Shareholder Return (TSR) | (%) | (5,6) | 19,2 | 1,1 | (11,9) | 1,3 |
(a) Calcolato sul numero medio delle azioni Eni in circolazione durante l'esercizio.
(b) Di competenza degli azionisti Eni.
(c) L'importo 2017 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 \$ sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in dollari sono convertiti al cambio di pagamento.
(f) Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
| 2017 | 2016 | 2015 | 2014 | 2013 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo per azione - Borsa di Milano | |||||
| Massimo | (€) 15,72 |
15,47 | 17,43 | 20,41 | 19,48 |
| Minimo | 12,96 | 10,93 | 13,14 | 13,29 | 15,29 |
| Medio | 14,16 | 13,42 | 15,47 | 17,83 | 17,57 |
| Fine periodo | 13,80 | 15,47 | 13,8 | 14,51 | 17,49 |
| Prezzo per ADR(a) - New York Stock Exchange | |||||
| Massimo | (\$) 34,09 |
33,33 | 39,29 | 55,30 | 52,12 |
| Minimo | 29,54 | 25,00 | 29,28 | 32,81 | 40,39 |
| Medio | 31,98 | 29,74 | 34,31 | 47,37 | 46,68 |
| Fine periodo | 33,19 | 32,24 | 29,8 | 34,91 | 48,49 |
| Media giornaliera degli scambi (mln di azioni) |
13,89 | 18,41 | 20,30 | 17,21 | 15,44 |
| Controvalore (€ milioni) |
197,0 | 246,0 | 312,0 | 304,0 | 271,4 |
| Numero azioni in circolazione nell'anno(b) (mln di azioni) |
3.601,1 | 3.601,1 | 3.601,1 | 3.610,4 | 3.622,8 |
| Capitalizzazioni di borsa(c) | |||||
| EUR | (mld) 50,2 |
56,2 | 50,2 | 52,4 | 63,4 |
| USD | 60,2 | 59,3 | 55,7 | 63,6 | 87,4 |
(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.
| 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 | (mln di azioni) | 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 2017.
Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG
AREA GEOGRAFICA( *) Resto del mondo USA e Canada Italia Altri
RIPARTIZIONE AZIONARIATO
(*) Al 10 Gennaio 2018.
(a) Riferito a: BP, Chevron, Repsol, ExxonMobil, Royal Dutch Shell e Total.
Eni ha avviato in meno di due anni dalla FID e meno di due anni e mezzo dalla scoperta, un tempo record per questa tipologia di giacimento, la produzione del super-giant a gas di Zohr. Il progetto Zohr è uno dei 7 progetti record di Eni che rappresentano il successo del modello integrato di esplorazione e sviluppo messo in atto nel corso degli ultimi anni che conducendo in parallelo le fasi di esplorazione, di appraisal e di sviluppo, consente di raggiungere un time-to-market più rapido e una riduzione dei costi per la messa in produzione delle scoperte. La scoperta, che si trova nel blocco di Shorouk (Eni 60%, operatore) nell'offshore dell'Egitto, ha un potenziale di oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto (circa 5,5 miliardi di boe).
Il Dual Exploration Model è un elemento strutturale della strategia Eni che consente di monetizzare anticipatamente le riserve ottenute dai successi esplorativi attraverso la cessione di quote di minoranza dell'asset, mantenendo comunque il controllo e l'operatorship. Sono state concluse grazie a questa formula le cessioni:
L'attività esplorativa si conferma ancora elemento distintivo del modello upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi bassi, assicurando flessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo.
ti nelle acque profonde dell'offshore del Libano. Eni partecipa con una quota del 40% in entrambi i blocchi.
da Eni. Il potenziale minerario del giacimento viene stimato in circa 226 miliardi di metri cubi di gas in posto. La transazione ha ricevuto tutte le necessarie approvazioni. A seguito dell'operazione Eni è operatore del permesso con una quota del 65%.
Eni opera in Italia dal 1926. Nel 2017 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 134 mila boe/giorno. L'attività è condotta nel Mare Adriatico e Ionico, nell'Appennino Centro-Meridionale, nell'onshore e nell'offshore siciliano e nella Val Padana per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 20.332 chilometri quadrati (16.380 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività operate di esplorazione e produzione sono regolate da contratti di concessione (50 nell'onshore e 62 nell'offshore) e permessi di ricerca (13 nell'onshore e 9 nell'offshore).
Produzione I giacimenti hanno fornito nel 2017 il 48% della produzione Eni in Italia, principalmente gas. I principali sono Barbara, Cervia/ Arianna, Annamaria, Luna, Angela, Hera Lacinia e Bonaccia. La produzione è operata attraverso 69 piattaforme fisse (di cui 4 presidiate) installate presso i giacimenti principali alle quali sono collegati i giacimenti satelliti attraverso infrastrutture sottomarine. La produzione è convogliata mediante sealine sulla terraferma per essere immessa nella rete di trasporto nazionale del gas. Il sistema è continuamente sottoposto a rigorosi controlli di sicurezza, attività manutentiva e ottimizzazione della produzione.
Sviluppo Nell'offshore Adriatico le iniziative di sviluppo hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente nei campi di Barbara e Porto Garibaldi-Agostino; (ii) l'avvio del progetto Poseidon, realizzato in collaborazione con Enti e Istituti scientifici nazionali, con l'obiettivo di convertire alcune piattaforme in stazioni scientifiche per lo studio dell'ambiente marino; e (iii) nell'ambito degli accordi con il Comune di Ravenna, sono proseguite le attività dei progetti di tutela ambientale ed iniziative di formazione a supporto dell'occupazione giovanile attraverso l'avvio di programmi di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello.
Produzione Eni è operatore della concessione Val d'Agri (Eni 60,77%) in Basilicata. La produzione proveniente dai giacimenti Monte Alpi, Monte Enoc e Cerro Falcone è trattata presso il centro olio di Viggiano. Nel 2017 i giacimenti hanno fornito il 38% della produzione Eni in Italia. Il 18 luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA") avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione Basilicata, una volta completati gli accertamenti e le verifiche che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. L'interruzione dell'attività del COVA avveniva il 18 aprile 2017. Maggiori informazioni sono fornite nella nota al bilancio consolidato n. 38 "Garanzie, impegni e rischi".
Sviluppo Nel corso dell'anno sono stati completati 10 dei 35 progetti avviati nell'ambito dell'Addendum 2014 al protocollo di accordo con la Regione Basilicata, con iniziative di natura ambientale, sociale nonché programmi per lo sviluppo sostenibile. Inoltre sono stati avviati progetti di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello. Proseguono gli impegni definiti dall'Accordo Gas per l'erogazione di un contributo a sostegno della spesa per il consumo di gas nei Comuni della Val d'Agri e per programmi di efficientamento energetico.
Produzione Eni è operatore in 12 concessioni di coltivazione nell'onshore e 3 nell'offshore siciliano, che nel 2017 hanno prodotto circa il 10% della produzione Eni in Italia. I principali giacimenti sono Gela, Tresauro, Giaurone, Fiumetto, Prezioso e Bronte.
Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, proseguono le attività per lo sviluppo dei giacimenti offshore Argo e Cassiopea. È stato presentato alle competenti Autorità un progetto di ottimizzazione delle attività con l'obiettivo di minimizzare l'impatto ambientale. L'ottimizzazione del piano di sviluppo prevede importanti sinergie con la Raffineria di Gela attraverso il recupero di alcune aree già bonificate per la realizzazione degli impianti di trattamento del gas. Le attività programmate sono in attesa di autorizzazione da parte delle competenti Autorità. Inoltre nell'ambito delle iniziative di sviluppo sostenibile previste dal Protocollo d'Intesa in accordo con il comune di Gela e la Regione Sicilia sono: (i) stati firmati accordi attuativi per la riqualifica del territorio e il rilancio delle attività economiche; e (ii) proseguiti i progetti di Alternanza Scuola-Lavoro, di Apprendistato di Primo Livello, le iniziative contro la dispersione scolastica e borse di studio universitarie.
Eni è presente in Norvegia dal 1965. L'attività è condotta nel Mare di Norvegia, nel Mare del Nord norvegese e nel Mare di Barents per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 6.740 chilometri quadrati (2.117 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2017 la produzione Eni nel Paese è stata di 129 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione sono regolate da Production License (PL) che autorizza il detentore a effettuare rilievi sismografici, attività di perforazione e produzione sino alla scadenza contrattuale, con possibilità di rinnovo.
Produzione Eni partecipa in 10 licenze produttive. I principali giacimenti sono Åsgard (Eni 14,82%), Kristin (Eni 8,25%), Heidrun (Eni 5,17%), Mikkel (Eni 14,9%), Tyrihans (Eni 6,2%), Marulk (Eni 20%, operatore) e Morvin (Eni 30%) che nel 2017 hanno fornito il 57% della produzione Eni del Paese. Le facility di Åsgard raccolgono la produzione gas dei giacimenti della zona per il successivo trasferimento via pipeline al centro di trattamento di Karsto e da lì in Europa presso il terminale di Dornum in Germania. La produzione di liquidi dell'area, ottenuta prevalentemente mediante FPSO, è venduta FOB.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente attività di infilling a sostegno della produzione nei giacimenti Heidrun, Åsgard e Norne (Eni 6,9%).
Esplorazione Eni partecipa in 32 licenze con quote comprese tra il 5% e il 50%, quattro delle quali operate.
L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Cape Vulture a gas e olio nelle licenze PL 128/128D (Eni 11,5%), in prossimità degli impianti in produzione del giacimento Norne. La scoperta è stimata in circa 130 milioni di boe in posto.
Produzione Eni partecipa in 2 licenze produttive. La principale licenza produttiva è la Great Ekofisk Area nella PL 018 (Eni 12,39%), che include il giacimento Ekofisk e i giacimenti satelliti di Eldfisk ed Embla. Nel 2017 la Great Ekofisk Area ha prodotto circa 23 mila boe/ giorno in quota Eni, rappresentando il 18% della produzione Eni del Paese. La produzione è trasportata via pipeline presso il terminale di Teesside nel Regno Unito per il petrolio e il terminale di Emden in Germania per il gas.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente attività di infilling a sostegno della produzione nei giacimenti Ekofisk e Eldfisk.
Esplorazione Eni partecipa in 6 licenze con quote comprese tra il 12% e il 70%, due delle quali operate.
Eni partecipa in 13 licenze con quote comprese tra il 30% e il 90%, di cui 8 come operatore nel Mare di Barents. Si tratta di un'area strategica considerata l'entità delle risorse in sviluppo. In considerazione degli specifici temi di protezione ambientale nella regione, le attività sono pianificate e svolte nel rispetto dei più rigorosi standard di sicurezza e tutela delle persone e dell'ambiente.
Produzione La produzione è fornita dal giacimento di Goliat (Eni 65%, operatore) che nel 2017 ha prodotto 28 mila boe/giorno in quota Eni pari al 22% della produzione Eni nel Paese. La produzione avviene attraverso un sistema sottomarino composto da 22 pozzi allacciati al più grande e sofisticato impianto di produzione e stoccaggio cilindrico del mondo (FPSO) attraverso un sistema di condotte sottomarine per la produzione e per l'iniezione. L'utilizzo delle più avanzate tecnologie per la prevenzione e risposta a possibili sversamenti accidentali di olio in mare, l'alimentazione elettrica della piattaforma dalla terraferma, la re-iniezione in giacimento di acqua e gas e zero flaring di gas in condizioni normali di produzione consentono di minimizzare l'impatto ambientale.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente la perforazione e successiva messa in produzione di due nuovi pozzi iniettori e di un pozzo produttore nel giacimento di Goliat.
È stata raggiunta la Final Investment Decision (FID) del progetto di sviluppo del giacimento Johan Castberg (Eni 30%). L'area è stimata contenere circa 450-650 milioni di boe di risorse recuperabili. Lo startup è previsto nel 2022.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Kayak nella licenza PL 532 (Eni 30%), mineralizzata a olio. Quest'ultimo pozzo si trova in prossimità dell'area in sviluppo Johan Castberg sempre nella medesima licenza. La stima preliminare delle dimensioni della scoperta Kayak sono di 220 milioni di boe in posto.
Eni è presente nel Regno Unito dal 1964. L'attività è condotta nel Mare del Nord inglese e nel Mare d'Irlanda per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 6.207 chilometri quadrati (5.805 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2017, la produzione in quota Eni nel Paese è stata di 57 mila boe/giorno.
Nell'ambito della razionalizzazione del portafoglio, è stata completata la cessione di tre asset esplorativi e produttivi nel Paese.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Regno Unito sono regolate da contratti di concessione.
Produzione Eni partecipa in 4 aree produttive, di cui come operatore in Liverpool Bay (Eni 100%) e Hewett Area (Eni 89,3%). Gli altri principali giacimenti sono Elgin/Franklin (Eni 21,87%), Glenelg (Eni 8%), J-Block e Jasmine (Eni 33%) e Jade (Eni 7%).
Sviluppo Nel corso del 2017 sono state completate le operazioni di perforazione del pozzo di infilling in Elgin Franklin, messo in produzione alla fine dell'anno.
Esplorazione Eni partecipa in 14 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 9% e il 100%, 10 dei quali operati.
Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2017 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 90 mila boe/giorno. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 3.359 chilometri quadrati (1.141 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%); e (vi) il Blocco 212 (Eni 22,38%) in cui sono state effettuate scoperte esplorative.
Inoltre Eni partecipa nei blocchi non operati 404 e 208 con una quota del 12,25%.
Le attività di esplorazione e produzione Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e di concessione.
Produzione Nel 2017 l'area ha fornito circa il 21% della produzione in quota Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e ROM e satelliti. La produzione di 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 Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di infilling e ottimizzazione della produzione, in particolare nel campo di Zea.
Produzione Nel 2017 l'area ha fornito circa il 17% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di infilling e ottimizzazione della produzione dei campi ROD e SF/SFNE.
Produzione Nel 2017 l'area ha fornito circa il 9% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW.
Nel giugno 2017 è stato firmato l'accordo di estensione contrattuale per 15 anni dei giacimenti del Blocco 403. L'accordo prevede la possibilità di sviluppo del potenziale gas dell'area anche attraverso l'utilizzo delle facility di trattamento del progetto MLE del Blocco 405b. Inoltre è prevista la possibilità di estensione contrattuale per ulteriori 10 anni. L'accordo ha ricevuto tutte le necessarie autorizzazioni previste dal Paese.
Nel dicembre 2017 Eni e la compagnia di stato Sonatrach hanno firmato un Memorandum d'Intesa nello sviluppo di progetti nel settore delle rinnovabili. In particolare l'accordo prevede la realizzazione e studi di fattibilità di unità di produzione di energia solare in aree produttive operate dalla stessa compagnia di stato. L'accordo conferma l'impegno Eni di promuovere lo sviluppo sostenibile nei Paesi in cui opera nell'ambito della strategia di transizione energetica che include l'utilizzo sempre maggiore di energia da fonti rinnovabili. Inoltre nel corso dell'anno sono state avviate le attività per la realizzazione di un impianto fotovoltaico di 10 Megawatt per la fornitura di energia elettrica al giacimento di Bir Rebaa Nord, nel Blocco 403, così come previsto dagli accordi definiti.
Produzione Nel 2017 l'area ha fornito circa il 22% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e HBNS.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di workover sui giacimenti HBNS, HBNN e Ourhoud.
Produzione Nel 2017 l'area ha fornito circa il 15% della produzione Eni nel Paese, principalmente dal progetto MLE-CAFC. L'impianto di trattamento ha una capacità produttiva su base giornaliera di 9 milioni di metri cubi di gas, 15 mila barili di olio e condensato e 12 mila barili di GPL. L'export dei prodotti avviene attraverso quattro pipeline collegate al network del Paese.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento dell'impianto di trattamento, con capacità pari a 32 mila barili/giorno, del progetto CAFC olio; e (ii) il proseguimento delle attività di drilling pianificate nell'area nonché attività di infilling sul progetto MLE.
Produzione Nel 2017 il blocco ha fornito circa il 16% 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 di sviluppo hanno riguardato il proseguimento dello sviluppo del campo di El Merk, con la perforazione di pozzi produttori e di water injection.
Eni è presente in Libia dal 1959. L'attività è condotta nell'offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 26.636 chilometri quadrati (13.294 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività di esplorazione e sviluppo è raggruppata in 6 contratti; 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 (Elephant) (Eni 33,3%); (iv) Area F, con il Blocco 118 (Eni 50%) e (v) 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%); e (ii) Area D, con il Blocco NC 41, parte del Western Libyan Gas Project.
Nella fase esplorativa, Eni è operatore nelle Aree Contrattuali onshore A e B e offshore D.
Nel recente passato la Libia è stato uno dei Paesi maggiormente esposti a rischio politico per Eni. Da circa un paio d'anni le attività petrolifere Eni nel Paese marciano con una certa regolarità con episodi di disruption sempre più rari, benché non del tutto assenti. Nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 384 mila boe/giorno, il livello più elevato registrato storicamente da Eni nel Paese. Nonostante i recenti sviluppi positivi, il management ritiene che la situazione geopolitica della Libia continuerà a costituire un fattore di rischio e d'incertezza per il prossimo futuro. Per maggiori informazioni si rinvia alla sezione Fattori di rischio della Relazione Finanziaria Annuale 2017.
Le attività Eni in Libia sono regolate da contratti di Exploration and Production Sharing (EPSA) che hanno durata fino al 2042 per le produzioni a olio e al 2047 per quelle a gas.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l'installazione, il commissioning e l'avvio produttivo di una nuova FSO nel giacimento di Bouri; (ii) la seconda fase di sviluppo del giacimento Bahr Essalam. Sono state avviate le attività di installazione delle facility offshore e il completamento dei pozzi. Lo schema di sviluppo prevede la perforazione e il completamento di dieci pozzi produttivi. Lo start-up è previsto nel corso del 2018; e (iii) la perforazione e allacciamento di due ulteriori pozzi produttivi nel giacimento Wafa. Sono in corso le attività di upgrading della capacità di compressione di Wafa per sostenere la produzione di gas naturale con completamento previsto nel 2018.
Nel marzo 2017 è stato firmato un Memorandum of Understanding per la realizzazione di interventi nell'ambito della salute ed educazione nelle comunità locali. In particolare sono stati definiti i primi due programmi di intervento: (i) ristrutturazione della clinica presso l'area di Jalo; e (ii) la realizzazione di una pipeline per l'impianto di desalinizzazione per fornire acqua potabile alle comunità dell'area.
Inoltre Eni è impegnata in altri programmi a supporto delle comunità del Paese con: (i) iniziative in ambito sanitario e di accesso all'acqua e all'energia nelle aree produttive di Bu Attifel ed El Feel; e (ii) programmi di formazione in ambito medico e nel settore oil&gas.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nell'area contrattuale D con una nuova scoperta a gas e condensati. La scoperta è situata in prossimità dei campi in produzione di Bouri e di Bahr Essalam. Il successo esplorativo rientra nella strategia Eni di esplorazione near-field che, in caso di successo, permette di sfruttare le sinergie con le infrastrutture produttive esistenti riducendo il tempo di messa in produzione della scoperta e permettendo di fornire nuova produzione di gas destinata al mercato locale e all'export. Nell'aprile 2017, le Autorità del Paese hanno esteso il periodo esplorativo della licenza fino al 2019.
Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 9 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 3.600 chilometri quadrati (1.558 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività d'esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione.
Produzione La produzione è fornita principalmente dai blocchi offshore di Maamoura e Baraka (entrambi operati con una quota del 49%) e onshore di Adam (Eni 25%, operatore), Oued Zar (Eni 50%, operatore), Djebel Grouz (Eni 50%, operatore), MLD (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di ottimizzazione sulle concessioni in produzione per contrastare il naturale declino produttivo.
Eni è presente in Egitto dal 1954; nel 2017 la produzione di idrocarburi è stata di 230 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando circa il 13% della produzione annuale Eni di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 25.375 chilometri quadrati (9.192 chilometri quadrati in quota Eni). Le principali attività produttive Eni sono condotte: (i) nel Golfo di Suez, principalmente nel giacimento Belayim (Eni 100%) e nel Western Desert, essenzialmente nella concessione Melehia (Eni 76%), Ras Qattara (Eni 75%), Raml (Eni 45%) e West Razzaq e Kanayis (Eni 100%) con produzione di petrolio e condensati; (ii) nelle concessioni operate o partecipate di North Port Said (Eni 100%), di El Temsah (Eni 50%), di Baltim (Eni 50%), di Ras el Barr (Eni 50% , non operatore) e del Delta del Nilo (Eni 75%) con produzione prevalentemente a gas. Nel 2017, la produzione di queste concessioni ha rappresentato circa il 95% della produzione in quota Eni del Paese.
Inoltre Eni opera il blocco offshore di Shorouk (Eni 60%), dove è localizzato il giacimento giant a gas di Zohr avviato in produzione alla fine del 2017.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
Nell'ambito della strategia Eni di Dual Exploration che consente di perseguire contemporaneamente al rapido sviluppo delle riserve scoperte, la loro parziale diluizione al fine di anticiparne la monetizzazione del valore, è stata completata, con l'approvazione del governo egiziano, la cessione di una quota complessiva del 40% di Zohr nel blocco offshore di Shorouk. In particolare gli accordi di cessione hanno riguardato: (i) una quota del 10% a BP, per un ammontare pari a \$375 milioni e il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti per circa \$150 milioni; e (ii) una quota del 30% a Rosneft, per un ammontare di \$1.125 milioni e il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti per circa \$450 milioni.
Nel marzo 2018 è stata definita la cessione di un'ulteriore quota del 10% del giacimento Zohr a Mubadala Petroleum, per un ammontare pari a \$934 milioni. Il completamento della transazione è subordinato alla realizzazione di alcune condizioni e di tutte le autorizzazioni previste.
Nel dicembre 2017, è stata avviata in meno di 2 anni e mezzo dalla scoperta, un tempo record per questa tipologia di giacimento, la produzione a gas di Zohr, attraverso pozzi e facility sottomarine. La produzione è attualmente convogliata tramite sealine al primo e al secondo treno di trattamento del nuovo impianto onshore con una capacità di circa 20 milioni di metri cubi/giorno. Lo schema di progetto di Zohr prevede la realizzazione di altri 6 treni di trattamento gas che consentiranno il ramp-up della produzione fino a raggiungere il livello di plateau pari a circa 76 milioni di metri cubi/giorno. Proseguono le attività di sviluppo con le attività di drilling con progressivo avvio produttivo dei 20 pozzi pianificati, di cui 6 attualmente completati; e la costruzione delle facility di trattamento. Il giacimento ha un potenziale di oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto (circa 5,5 miliardi di boe).
Nell'ambito delle iniziative di social responsability, è stata completata la ristrutturazione della clinica di El Garabaa, nei pressi delle facility produttive onshore di Zohr, e la fornitura di tutte le necessarie attrezzature medico-sanitarie. Nel marzo 2017 è stato firmato con le Autorità locali un Memorandum of Understanding. L'accordo, che affianca le attività di sviluppo, è finalizzato ad implementare nel corso dei prossimi quattro anni diverse iniziative di supporto socio-economico e sanitario delle comunità locali nell'area di Zohr e Port Said. I programmi, per un valore complessivo di \$20 milioni, saranno completamente finanziati da Eni e dai suoi partner del progetto Zohr. Sono state identificate tre principali aree di intervento: (i) acquacoltura e attività ittiche; (ii) progetti sanitari; e (iii) programmi a supporto dei giovani. Nel 2018 è prevista la costruzione di una clinica e di un centro giovanile nella zona sud-occidentale di Port Said; l'avvio delle attività per un centro di acquacoltura prossimo agli impianti onshore di Zohr.
Produzione La produzione dell'area è fornita principalmente dal giacimento Belayim, la prima grande scoperta a olio nel Paese, che ha prodotto circa 67 mila barili/giorno (39 mila in quota Eni) nel 2017. Sviluppo Sono state eseguite attività di infilling e ottimizzazione della produzione nella concessione per sostenere la capacità produttiva.
Produzione Nel 2017 la produzione della concessione è stata di circa 23 mila boe/giorno (circa 17 mila in quota Eni), circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 2 mila barili/giorno di condensati.
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 133 mila tonnellate di propano, 72 mila tonnellate di GPL e circa 1 milione di barili di condensati.
Sviluppo Sono state eseguite attività di infilling e ottimizzazione della produzione nella concessione per sostenere la capacità produttiva.
Produzione Nel 2017 la produzione della concessione è stata di circa 23 mila boe/giorno (circa 7 mila in quota Eni); circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati.
È stato sanzionato il progetto offshore di sviluppo Baltim South West che prevede la messa in produzione di 6 pozzi attraverso l'installazione di una piattaforma produttiva e facility di collegamento all'impianto esistente di trattamento gas nell'area di Nooros (Eni 75%).
Produzione La produzione è fornita principalmente dal progetto Nidoco NW e satelliti nell'ambito della Great Nooros Area, nella concessione Abu Madi West, che nel 2017 ha prodotto 94 mila boe/giorno in quota Eni.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato lo start-up di tre pozzi addizionali e il completamento della seconda e della terza unità di trattamento nell'area produttiva di Nooros, con il conseguimento di un livello produttivo pari a circa 33 milioni di metri cubi/giorno.
Produzione Nel 2017 la produzione dell'area è stata di circa 60 mila boe/giorno (circa 20 mila in quota Eni), principalmente gas proveniente dai giacimenti Ha'py, Akhen, Taurt e Seth.
Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Temsah, Denise, Tuna e Karawan la cui produzione nel 2017 è stata di circa 67 mila boe/giorno (circa 17 mila in quota Eni); circa 10 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati in quota Eni.
Produzione La concessione ha prodotto nel 2017 circa il 10% della produzione di petrolio Eni nel Paese.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato la concessione Meleiha con attività di infilling e ottimizzazione della produzione per sostenere la capacità produttiva.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con i pozzi near-field di Meleiha South 1X, Aman East 1X e Karnak Deep 1X mineralizzati a olio, nella concessione Meleiha. Le scoperte sono state collegate alle facility produttive presenti nell'area.
Eni è presente in Angola dal 1980; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 146 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 21.051 chilometri quadrati (4.367 in quota Eni).
Il principale asset nel Paese è il Blocco 15/06 (Eni 36,84%, operatore) con il progetto West Hub avviato nel 2014 ed il progetto East Hub avviato nel febbraio 2017.
Altri blocchi produttivi partecipati da Eni sono: (i) il Blocco 0 (Eni 9,8%) in Cabinda nel nord della costa angolana; (ii) le Development Area nel Blocco 3 e 3/05-A (Eni 12%) nell'offshore del bacino del Congo; (iii) le Development Area nel Blocco 14 (Eni 20%) nell'offshore profondo a ovest del Blocco 0; (iv) la Development Area Lianzi nel Blocco 14K/A IMI (Eni 10%) dove è stata completata l'unitizzazione con l'area del Congo-Brazzaville; e (v) le Development Area del Blocco 15 (Eni 20%) nell'offshore profondo del bacino del Congo.
Nel novembre 2017 è stato firmato con Sonangol un accordo che assegna a Eni il 48% ed il ruolo di operatore del blocco onshore di Cabinda North. Il blocco, in cui Eni partecipava in precedenza con il 15%, si trova in un bacino petrolifero poco esplorato nel nord del Paese, nel quale Eni potrà sfruttare le conoscenze minerarie acquisite dalle attività nelle aree adiacenti nella Repubblica del Congo. In caso di scoperte significative, la messa in produzione sarà facilitata dalla presenza di infrastrutture già esistenti. Inoltre, le due aziende hanno firmato un Memorandum of Understanding per la definizione di progetti congiunti su tutta la catena del valore dell'energia. In particolare sono previsti programmi nel downstream, nell'esplorazione, nella valorizzazione del gas associato e non associato nonché nel campo delle energie rinnovabili.
Eni è inoltre impegnata nell'implementazione di attività a supporto dello sviluppo socio-economico nella regione meridionale del Paese. In particolare, le iniziative in corso, definite insieme al Ministero dell'Energia e delle Risorse Idriche, al Ministero della Salute e alle comunità locali, hanno riguardato: (i) un progetto integrato per migliorare l'accesso all'energia e all'acqua; e (ii) progetti in ambito agricolo nonché programmi e attività di formazione nell'ambito della salute. Infine, Eni supporta il programma finalizzato allo sminamento e riqualifica delle aree rurali, in particolare nelle zone sud del Paese.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Angola sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione del blocco è fornita principalmente dai due progetti West Hub e East Hub.
Il progetto West Hub rappresenta la prima attività produttiva operata da Eni nel Paese. Lo schema di sviluppo prevede l'allacciamento sequenziale alla FPSO N'Goma delle numerose scoperte dell'hub a sostegno del plateau produttivo.
Nel febbraio 2017, è stata avviata la produzione del progetto East Hub, in anticipo di 5 mesi rispetto ai piani di sviluppo e con un time-tomarket tra i migliori dell'industria. Lo start-up è stato conseguito con il collegamento del campo di Cabaça South East alla FPSO Olombendo. Lo sviluppo del Blocco 15/06, tramite i progetti West Hub e East Hub, avviene nel rispetto della policy zero flaring e zero water discharge, include pozzi di iniezione acqua e gas.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente il progetto West Hub: (i) il completamento delle attività di progetto del giacimento a olio di Ochigufu. L'avvio produttivo è stato raggiunto nel marzo 2018, in un anno e mezzo dal conseguimento della FID; e (ii) il progetto Vandumbu, con start-up previsto nel 2019.
Esplorazione Nel novembre 2017 è stata firmata l'estensione fino al 2020 dei diritti esplorativi nell'area; questo permetterà ad Eni di sfruttare tutto il potenziale esplorativo near-field in un bacino estremamente prolifico.
Produzione Nel 2017 la produzione del blocco è stata di circa 298 mila boe/giorno (29 mila in quota Eni) fornita principalmente dai giacimenti Takula, Malongo e Mafumeira nell'Area A (19 mila boe/ giorno in quota Eni) e dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N'Dola, Nemba e Sanha nell'Area B (10 mila barili in quota Eni). Il gas associato alla produzione del Blocco 0 è inviato, attraverso il Congo River Crossing, all'impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito) ed in parte fornito al mercato domestico, per la generazione elettrica nella regione di Cabinda.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato la perforazione dei pozzi di sviluppo del progetto in produzione Mafumeira Sul.
Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive offshore. Il petrolio è inviato alla nave di stoccaggio Palanca FSO per l'esportazione. Nel 2017 la produzione complessiva dell'area è stata di circa 32 mila boe/giorno (3 mila in quota Eni).
Produzione Nel 2017 le Development Area del Blocco 14 hanno prodotto circa 102 mila boe/giorno (14 mila in quota Eni). I principali giacimenti in produzione sono Landana e Tombua nonché Benguela-Belize/ Lobito-Tomboco e Lianzi. Il gas associato prodotto nell'area viene trasportato attraverso il Congo River Crossing all'impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito).
Produzione Nel 2017 il blocco ha prodotto circa 293 mila boe/ giorno (38 mila in quota Eni). I principali giacimenti in produzione sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nel 2004 attraverso l'FPSO di Kizomba A; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel 2005 con l'FPSO Kizomba B; (iii) Saxi/Batuque e Mondo avviati nel 2008 per mezzo di due FPSO aggiuntive; (iv) Clochas e Mavacola avviati nel 2012 con il progetto Kizomba Satellite Fase 1; e (v) Bavuca, Kakocha e Mondo South avviati nel 2015 con il progetto Kizomba Satellite Fase 2. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il completamento delle attività di sviluppo del progetto Kizomba Satellite Fase 2 e attività di infilling nell'area.
Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG (A-LNG) che gestisce un impianto di liquefazione, presso Soyo, con una capacità di trattamento di circa 10 miliardi di metri cubi/anno di feed gas e di liquefazione di 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL. La produzione nel corso del 2017 è stata di circa 20 mila boe/ giorno in quota Eni.
Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2017 è stata di 83 mila boe/giorno. L'attività è condotta nell'offshore convenzionale e profondo di fronte a Pointe-Noire e nell'area di Koilou nell'onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.750 chilometri quadrati (1.471 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 Zatchi (Eni 55,25%), Loango (Eni 42,5%), Ikalou (Eni 100%), Djambala (Eni 50%), Foukanda e Mwafi (Eni 58%), Kitina (Eni 52%), Awa Paloukou (Eni 90%), M'Boundi (Eni 83%), Kouakouala (Eni 75%), Nené Marine e Litchendjili (Eni 65%), Zingali e Loufika (Eni 100%), con una produzione nel 2017 di circa 79 mila boe/giorno (66 mila in quota Eni). I giacimenti non operati situati nei permessi produttivi Pointe-Noire Grand Fond e Likouala (Eni 35%) hanno fornito complessivamente circa 48 mila boe/giorno (17 mila in quota Eni).
Sviluppo Nel 2017 è proseguita la fase esecutiva del progetto in produzione Nené Marine Fase 2A nel blocco Marine XII, attraverso: (i) l'installazione e avvio di una nuova piattaforma produttiva; (ii) la realizzazione di una nuova sealine per l'esportazione della produzione verso l'hub di Kitina; e (iii) lo start-up di 7 ulteriori pozzi produttivi. Le attività di sviluppo a progetto includono la perforazione di ulteriori pozzi produttivi con start-up previsto nel 2018 e la realizzazione di una nuova sealine di collegamento verso l'hub di Litchendjili nel blocco Marine XII. Il programma di sviluppo dell'area è realizzato con l'obiettivo di raggiungere lo zero routine flaring attraverso la re-iniezione di gas e dell'acqua di produzione in giacimento e l'utilizzo del gas per la produzione dell'energia elettrica. Il completamento delle attività di sviluppo consentirà la valorizzazione del gas associato attraverso la fornitura alla centrale elettrica CEC (Eni 20%).
Nell'aprile 2017 è stata firmata l'estensione del gas sale agreement che regola la fornitura di gas del blocco Marine XII alla centrale elettrica CEC. Il nuovo accordo prevede inoltre la fornitura addizionale di un milione di metri cubi/giorno di gas.
Inoltre Eni è impegnata anche sulla tutela della biodiversità del Paese. In particolare nell'area produttiva di M'Boundi, in collaborazione con ONG internazionali, prosegue un programma di salvaguardia della flora e della fauna delle aree adiacenti agli impianti di processo e di produzione.
Sono state avviate le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda (PIH), con l'obiettivo di migliorare le condizioni di vita della popolazione che risiede in prossimità alle aree produttive di M'Boundi, Kouakouala, Zingali e Loufika. Il progetto definito prevede diverse iniziative per incentivare lo sviluppo socio-economico della popolazione attraverso programmi che promuovano la diversificazione economica, l'educazione primaria, l'accesso all'acqua ed interventi in ambito sanitario. Inoltre è stato avviato un progetto per la realizzazione di un centro di formazione e ricerca sulle energie rinnovabili a Oyo, nel nord del Paese.
Eni è presente in Ghana dal 2009. La produzione del 2017 è stata di 9 mila boe/giorno 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. L'attività è concentrata nell'offshore profondo su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 1.353 chilometri quadrati (579 chilometri quadrati in quota Eni).
Produzione È stato avviato in soli 2 anni e mezzo, in anticipo di 3 mesi rispetto al piano di sviluppo e con un time-to-market record, l'Integrated Oil&Gas Development Project, nel blocco OCTP. Il progetto mediante l'utilizzo di una FPSO, produrrà fino a 85 mila boe/ giorno attraverso 18 pozzi sottomarini. Proseguono le attività di sviluppo, in particolare nel 2017 sono stati completati e collegati tutti i pozzi destinati alla produzione di olio con il raggiungimento del picco produttivo pianificato di 45 mila barili/giorno in anticipo di circa un anno rispetto il piano di sviluppo. Il programma di sviluppo include anche l'invio del gas non associato a un impianto dedicato onshore che lo immetterà nella rete nazionale con una fornitura di circa 5 milioni di metri cubi/giorno. L'avvio è previsto dalla metà del 2018.
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 15 anni di forniture affidabili di gas 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 re-iniezione dell'acqua prodotta, compresi i Performance Standards on Environmental and Social Sustainability dell'International Finance Corporation (IFC) parte della World Bank Group.
Prosegue l'impegno di Eni nell'implementazione di progetti volti a migliorare le condizioni di vita della popolazione nella regione occidentale del Paese, nei pressi dell'area operativa del progetto OCTP. In particolare le iniziative in corso riguardano: (i) il sostegno al fabbisogno alimentare anche attraverso iniziative di training e progetti specifici finalizzati al ripristino e aumento della produzione agro-zootecnica e alle attività di pesca; (ii) nell'ambito della diversificazione economica, interventi che promuovono attività micro-imprenditoriali e programmi di formazione professionale; (iii) il miglioramento dell'accesso all'acqua potabile e la gestione dei rifiuti; e (iv) la ristrutturazione delle infrastrutture scolastiche primarie di Sanzule. Proseguono le iniziative nell'ambito sanitario, l'ampliamento dell'accesso ai servizi di salute materna e infantile.
Sono in corso iniziative per lo sviluppo di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili, in particolare fotovoltaici.
Eni è presente in Mozambico dal 2006 a seguito dell'acquisizione dell'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 esito 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 localizzate in differenti sezioni dell'area.
Inoltre Eni è operatore del blocco esplorativo offshore A-5A (Eni 70%) nelle acque profonde dello Zambesi.
Nel dicembre 2017 Eni ha completato la cessione a ExxonMobil di una partecipazione indiretta del 25% nell'Area 4 tramite cessione di una quota del 35,7% della società Eni East Africa (EEA). Le condizioni concordate sulla base degli accordi del marzo 2017, prevedono un prezzo di circa \$2,8 miliardi più gli aggiustamenti contrattuali fino alla data del closing, in particolare il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti. A seguito del completamento della transazione, EEA, ridenominata Mozambique Rovuma Venture, è controllata pariteticamente da Eni ed ExxonMobil, ciascuna con il 35,7% di partecipazione azionaria, e da CNPC che detiene il 28,6%. Eni continua a gestire il progetto Coral South FLNG e tutte le operazioni upstream nell'Area 4, mentre ExxonMobil guida la costruzione e la gestione degli impianti di liquefazione di gas naturale a terra. Questo modello operativo consente l'utilizzo delle migliori competenze tecniche sia di Eni sia di ExxonMobil, ognuna delle quali si concentrerà su ambiti distinti e scopi chiaramente definiti pur mantenendo i vantaggi di un progetto completamente integrato.
Sviluppo Le fasi iniziali del programma di sviluppo hanno come target la scoperta di Coral e una parte delle risorse straddling di Mamba.
Le attività di sviluppo di Coral South prevedono la realizzazione di un impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all'anno di GNL ("Coral South FLNG"), alimentato da 6 pozzi sottomarini e start-up atteso nella metà del 2022.
Nel corso del 2017 sono state avviate le attività di progetto e sono stati firmati: (i) i contratti per la perforazione, la costruzione, installazione e messa in esercizio delle facility di produzione; (ii) gli accordi con i finanziatori per il project financing per la costruzione, installazione e messa in opera dell'unità galleggiante di liquefazione (FLNG) a copertura del 60% dell'investimento. Nel dicembre 2017 è stato raggiunto il financial close dell'accordo di finanziamento sottoscritto da 15 istituti di credito di primaria importanza e garantito da 5 agenzie di Export Credit; e (iii) gli accordi con il governo mozambicano per la definizione del quadro regolatorio del progetto.
Le altre attività riguardano il programma di sviluppo del progetto Mamba attraverso un piano indipendente ma coordinato con l'operatore dell'Area 1 (Anadarko).
Nella provincia di Cabo Delgado e a Maputo, Eni è impegnata in un vasto programma di attività a favore della popolazione, tra cui programmi di accesso all'energia, accesso all'acqua, salute pubblica, nonché attività di istruzione e formazione.
Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2017 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 109 mila boe/giorno. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 30.769 chilometri quadrati (7.370 chilometri quadrati in quota Eni) concentrata nelle aree onshore e offshore del Delta del Niger.
Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore nell'onshore dei 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%), nonché nei service contract OML 116 e 119. Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa con una quota del 5% in 17 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 85%) 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 2017 è stato firmato con la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) un Memorandum of Understanding che promuove nuove attività in grado di contribuire in misura significativa allo sviluppo economico e sociale del Paese. In particolare l'accordo di cooperazione include: (i) un maggior focus delle attività di esplorazione e sviluppo; (ii) i termini della cooperazione per la ristrutturazione e l'ampliamento della raffineria di Port Harcourt; (iii) l'ampliamento della centrale a ciclo combinato di Okpai con il raddoppio della capacità di generazione elettrica; e (iv) la valutazione di ulteriori progetti per assicurare l'accesso all'energia anche nelle aree più remote del Paese e le possibili applicazioni di nuove tecnologie nel campo delle energie rinnovabili.
I progetti per le comunità in Nigeria proseguono con interventi nell'ambito dell'accesso all'energia off-grid, accesso all'acqua, diversificazione economica con il proseguimento del Green River Project, accesso all'educazione primaria, formazione professionale ed assegnazione di borse di studio, nonché interventi di riabilitazione e costruzione di centri di salute e fornitura di materiale medico.
Nel febbraio 2018 è stato firmato con la FAO un accordo di collaborazione per promuovere l'accesso all'acqua pulita e sicura in Nigeria tramite la realizzazione di pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici, per uso domestico e per irrigazione.
L'attività Eni in Nigeria è regolata da Production Sharing Agreement e da contratti di concessione e, in due titoli, da contratti di servizio nei quali Eni agisce in qualità di contractor per conto della compagnia di Stato.
Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2017 circa il 40% della produzione Eni nel Paese, pari a 44 mila boe/giorno. La produzione di liquidi e gas è supportata dall'impianto di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte si-
gnificativa della produzione di gas delle quattro licenze è destinata all'impianto di liquefazione di Bonny Island N-LNG (v. di seguito). Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2017 le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente interventi rigless per il mantenimento del profilo produttivo nonché attività di manutenzione e ripristino delle facility danneggiate a seguito di azioni di sabotaggio e bunkering.
Produzione Nel 2017 il giacimento Bonga ha prodotto oltre 15 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 stoccaggio di 2 milioni di barili. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all'impianto di liquefazione di Bonny.
Produzione La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2017 ha prodotto 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 stoccaggio di 800 mila barili.
Produzione Nel 2017, la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 30% della produzione Eni nel Paese, pari a 33 mila boe/giorno. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente il completamento delle attività dei progetti Forcados-Yokri nel Blocco OML 43 (Eni 5%) e Gbaran 2A/2B e Associated gas nel Blocco OML 28 (Eni 5%) per la fornitura di gas naturale all'impianto di liquefazione di Bonny. In particolare nell'anno è avvenuto il collegamento dei pozzi produttivi e l'upgrading degli impianti di trattamento esistenti.
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 è in produzione con 6 treni della 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. I volumi trattati dall'impianto nel corso del 2017 sono stati pari a circa 32 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.
Eni è presente in Kazakhstan dal 1992 dove è co-operatore del giacimento in produzione di Karachaganak, partecipa al consorzio North Caspian Sea PSA responsabile delle operazioni del giacimento Kashagan. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 6.281 chilometri quadrati (1.543 chilometri quadrati in quota Eni).
Nel 2017, Eni ha raggiunto una serie di accordi strategici di cooperazione negli ambiti upstream ed energie rinnovabili nel Paese.
Eni e KazMunayGas (KMG) hanno firmato un accordo, perfezionato nel dicembre 2017, che trasferisce a Eni una quota del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco di Isatay, situato nelle acque kazake del Mar Caspio. Il blocco, che si stima abbia un notevole potenziale di risorse petrolifere, sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Le due società hanno firmato un ulteriore accordo per espandere la cooperazione tecnologica in ambito upstream e valutare potenziali sviluppi congiunti in nuovi progetti. L'accordo prevede inoltre un programma di training tecnico e manageriale per il personale locale.
Eni, KMG e il Comitato Kazako di Geologia, insieme ad altri partner, hanno firmato un Memorandum of Understanding con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per valutare i termini futuri di cooperazione nel bacino Precaspico Kazako-Russo, dove sono state effettuate numerose scoperte di giacimenti di petrolio di dimensioni considerevoli.
Eni e General Electric (GE) hanno siglato un accordo con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per promuovere lo sviluppo di progetti di generazione di energia da fonte rinnovabile nel Paese. In particolare Eni e GE coopereranno per valutare la realizzazione di un impianto eolico dalla capacità di circa 50 MW e per identificare ulteriori possibili future iniziative.
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 4.600 chilometri quadrati localizzata nella porzione settentrionale del Mar Caspio. Nell'area contrattuale è localizzato il giacimento giant Kashagan, scoperto nel 2000. Produzione Prosegue il ramp-up e la stabilizzazione della produzione del giacimento Kashagan. È stata avviata l'iniezione del gas che permetterà, una volta a regime, di raggiungere il target di capacità produttiva di 370 mila barili/giorno. Continuano le attività per l'incremento della capacità produttiva del giacimento fino ai 450 mila barili/giorno attraverso l'incremento della capacità d'iniezione di gas con la conversione di pozzi da produttori a iniettori e l'upgrading delle attuali facility. Sviluppo Gli studi per l'ottimizzazione del progetto di iniezione gas CCO1 proseguono. Il progetto prevede l'installazione di un nuovo compressore che consentirà un ulteriore aumento del volume del gas reiniettato e conseguente ramp-up produttivo.
Nell'ambito degli accordi raggiunti con le Autorità locali, prosegue il programma di formazione professionale di risorse locali nel settore oil&gas, oltre alla realizzazione di infrastrutture a scopo sociale.
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 La produzione di Karachaganak nell'anno è stata di 247 mila barili/giorno di liquidi (54 mila in quota Eni) e 26 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale (circa 6 milioni in quota Eni).
L'attività operativa è condotta producendo liquidi (condensati e olio) dalle parti più profonde del giacimento e utilizzando circa il 51% del gas prodotto per la vendita alla centrale di Orenburg in Russia, ed il restante volume per la re-iniezione nelle parti superiori del giacimento e per la produzione di fuel gas. Circa il 91% della produzione di liquidi è stabilizzata presso il Karachaganak Processing Complex (KPC) della capacità di circa 250 mila barili/giorno per la successiva commercializzazione sui mercati occidentali attraverso il Caspian Pipeline Consortium (Eni 2%) e tramite la pipeline Atyrau-Samara che si connette con i sistemi di esportazione russi. La rimanente parte di liquidi (circa 16 mila barili/giorno) viene inviata non stabilizzata alla centrale di Orenburg.
Sviluppo Nell'ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karachaganak è in corso di finalizzazione lo sviluppo dell'ingegneria di dettaglio del progetto Karachaganak Debottlenecking con Final Investment Decision (FID) prevista entro il secondo trimestre 2018.
La capacità di re-iniezione addizionale sarà garantita negli anni successivi dall'installazione di facility di re-iniezione di gas che si aggiungerà a quelle esistenti.
Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare continuano gli interventi in ambito di: (i) formazione professionale; e (ii) realizzazione di asili e scuole, manutenzione di ponti e strade, costruzione di centri sportivi.
Inoltre, a seguito della ridefinizione della Sanitary Protection Zone (SPZ) associata allo sviluppo del giacimento ed in conformità alle best practice e standard internazionali, sono state completate le attività di rilocazione degli abitanti dei villaggi di Berezovka e Bestau, avviato nel 2015. Sono proseguite le attività di monitoraggio su biodiversità ed ecosistemi presso le aree produttive.
Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 41 mila boe/giorno, prevalentemente gas. L'attività è concentrata nell'area offshore orientale e nell'onshore 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 31.841 chilometri quadrati (22.889 chilometri quadrati in quota Eni) su un totale di 14 blocchi.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione deriva dal permesso Sanga Sanga (Eni 37,8%) e dal blocco Muara Bakau (Eni 55%, operatore) dove è stato avviato nel 2017 il giacimento Jangkrik.
È stata avviata, in anticipo rispetto a quanto previsto, la produzione a gas del progetto Jangkrik, assicurata da dieci pozzi sottomarini collegati all'Unità Galleggiante di Produzione (FPU), che ha raggiunto 18 milioni di metri cubi/giorno, equivalenti a 120 mila boe/giorno. 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 commercializzerà nel mercato asiatico anche sulla base dell'accordo raggiunto con la società statale Pakistan LNG per la fornitura di oltre 11 milioni di tonnellate di GNL per 15 anni.
Nel permesso Sanga Sanga sono in produzione sette giacimenti che alimentano l'impianto di liquefazione di Bontang. Il gas liquefatto viene esportato in Giappone, Corea del Sud e Taiwan.
Nell'aprile 2018 è stato approvato dalle autorità il piano di sviluppo del giacimento a gas Merakes (Eni 75%, operatore) nell'offshore, che potrà beneficiare delle sinergie con il vicino campo in produzione di Jangkrik. Sono in corso diversi progetti ed iniziative sui temi di protezione ambientale e di sviluppo sanitario e scolastico per le comunità locali nelle aree operative del Kalimantan orientale, di Papua e del Nord Sumatra. Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Merakes 2 che ha confermato l'estensione dell'omonima scoperta a gas nella parte occidentale del blocco East Sepinggan (Eni 85%, operatore). La vicinanza della scoperta al progetto operato di Jangkrik permetterà di sfruttare le sinergie, di ridurre i costi e le tempistiche di esecuzione del piano di sviluppo sottomarino e rappresenta un ulteriore successo della strategia Eni di esplorazione e appraisal near-field.
Nel maggio 2018 Eni si è aggiudicata con una quota del 100% il blocco esplorativo East Ganal nelle acque profonde del bacino di Kutei.
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 41,6%) che nel 2017 ha prodotto 43 mila barili/giorno in quota Eni.
La prima fase di sviluppo (Rehabilitation Plan) del progetto Zubair è stata completata. Sono in corso le attività dell'ulteriore fase di sviluppo (Enhanced Redevelopment Plan) che consentirà di raggiungere il livello produttivo di plateau pari a 700 mila barili/giorno. Il programma prevede inoltre l'utilizzo del gas associato per la generazione elettrica.
Eni è presente in Pakistan dal 2000; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 24 mila boe/giorno, prevalentemente gas, su di una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 17.355 chilometri quadrati (7.401 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività di esplorazione e produzione di Eni sono regolate da contratti di concessione (attività onshore) e Production Sharing Agreement (attività offshore).
Produzione I principali permessi partecipati da Eni sono Bhit/Badhra (Eni 40%, operatore), Sawan (Eni 23,68%) e Zamzama (Eni 17,75%) che nel 2017 hanno prodotto circa l'80% della produzione Eni nel Paese.
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato la perforazione di nuovi pozzi di sviluppo sui giacimenti in produzione al fine di contrastare il declino produttivo.
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), suddivisa in quattro aree. Nel 2017, la produzione in quota Eni è stata di 9 mila boe/giorno.
Le operazioni sono regolate da un Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione è fornita essenzialmente dal giacimento a olio di Burun. 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. L'ammontare residuo è ceduto a Turkmenneft, tramite il grid locale.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi finalizzati a contrastare il declino produttivo dell'area.
Eni è presente in Ecuador dal 1988, nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 12 mila barili/giorno. L'attività è condotta nel Blocco 10 (Eni 100%) situato nella Foresta Amazzonica, per una superficie sviluppata di 1.985 chilometri quadrati in quota Eni.
Le attività di Eni nel Paese sono regolate da un contratto di servizio. Produzione La produzione è fornita dal giacimento a olio di Villano, avviato nel 1999. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una Central Production Facility collegata via pipeline alle facility di stoccaggio sulla costa pacifica.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il completamento del progetto Villano Fase VI con la perforazione e lo start-up di tre pozzi di infilling.
Eni è presente in Messico dal 2015 ed è operatore con una quota del 100% dell'Area 1 dove sono in corso le attività di sviluppo delle scoperte di Amoca, Miztón e Tecoalli, nell'offshore del Golfo del Messico. La superficie non sviluppata si estende per 1.657 chilometri quadrati (1.146 chilometri quadrati in quota Eni). Le attività di esplorazione e sviluppo nel blocco sono regolate da un Production Sharing Agreement.
Nel giugno 2017 Eni si è aggiudicata l'operatorship del Blocco 10 (Eni 100%), Blocco 14 (Eni 60%) e Blocco 7 (Eni 45%) nel bacino di Sureste. Inoltre, nel febbraio 2018 Eni si è aggiudicata la quota del 65% e l'operatorship del Blocco 24. I nuovi blocchi sono vicini all'Area 1 e permetteranno, in caso di successo esplorativo, sinergie operative nell'attività di sviluppo.
Nel marzo 2018 Eni si è aggiudicata l'operatorship del Blocco 28 (Eni 75%) nel bacino della Cuenca Salina, nell'offshore del Messico. L'assegnazione è soggetta all'approvazione delle Autorità del Paese.
L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nell'Area 1 con la perforazione: (i) dei pozzi di appraisal Amoca-2 e Amoca-3 mineralizzati a olio; (ii) del primo pozzo di delineazione della scoperta di Miztón mineralizzato a olio; e (iii) del pozzo appraisal Tecoalli 2 mineralizzato a olio. I successi esplorativi e la revisione dei modelli di reservoir dei campi di Amoca e Miztón hanno consentito di incrementare le risorse complessive del blocco a 2 miliardi di boe in posto, dei quali circa il 90% a olio. Eni ha presentato alle competenti Autorità del Paese, il piano per lo sviluppo delle tre scoperte presenti nell'Area 1. Lo start-up della produzione è previsto nel 2019.
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 2.105 chilometri quadrati (1.052 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2017 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 77 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.
Eni partecipa in 75 blocchi di esplorazione e sviluppo nell'offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 35 come operatore. Produzione I principali giacimenti operati sono Allegheny e Appaloosa (Eni 100%); Pegasus (Eni 85%); Longhorn, Devils Towers e Triton (Eni 75%). Inoltre Eni partecipa nei giacimenti di Europa (Eni 32%), Medusa (Eni 25%), Hadrian South (Eni 30%), Lucius (Eni 8,5%), K2 (Eni 13,4%), Frontrunner (Eni 37,5%) e Heidelberg (Eni 12,5%).
2017
Nel 2017 è stata presa la FID del progetto Lucius Subsequent Development. Le attività di sviluppo prevedono la perforazione e il completamento di tre pozzi produttivi sottomarini che saranno collegati alle facility presenti nell'area. Lo start-up è previsto nel 2019 con una produzione a regime pari a 2 mila boe/giorno in quota Eni.
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 oltre 4 mila boe/giorno in quota Eni.
Eni partecipa in 42 blocchi di esplorazione e sviluppo con quote comprese tra il 30% e il 100%, dei quali 26 operati.
Produzione I principali giacimenti sono Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk (Eni 30%) con una produzione complessiva pari a circa 20 mila barili/giorno in quota Eni nel 2017.
Eni è presente in Trinidad e Tobago dal 1970; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di circa 2 milioni di metri cubi/giorno (pari a 10 mila boe/giorno). L'attività è concentrata nell'offshore settentrionale di Trinidad, per una superficie sviluppata di 382 chilometri quadrati (66 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Trinidad e Tobago sono regolate da Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione è fornita dai giacimenti a gas di Chaconia, Ixora, Hibiscus, Poinsettia, Bougainvillea e Heliconia nel blocco North Coast Marine Area 1 (Eni 17,3%). Lo sfruttamento dei giacimenti avviene mediante l'utilizzo di due piattaforme fisse collegate alle facility di trattamento di Hibiscus. Il gas prodotto è utilizzato per alimentare i treni 2, 3 e 4 dell'impianto di liquefazione Atlantic LNG, destinati principalmente al mercato statunitense in base a contratti di lungo termine.
Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2017 la produzione in quota Eni è stata di 61 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 di Venezuela, a olio di Junin 5 (Eni 40%), situato nella Faja dell'Orinoco, e da Corocoro (Eni 26%), nel Golfo di Paria. Esplorazione Eni partecipa con una quota del 19,5% nel blocco Petrolera Güiria per l'esplorazione di risorse di petrolio e con una quota del 40% nel blocco Golfo di Paria Ovest e Punta Pescador, nell'offshore orientale del Paese, per l'esplorazione di risorse di gas naturale.
Eni è presente in Australia dal 2001; nel 2017 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 22 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore convenzionale e profondo per una superficie sviluppata e non sviluppata di 16.707 chilometri quadrati (11.061 chilometri quadrati in quota Eni).
Le principali aree di produzione partecipate da Eni si trovano nei Blocchi WA-33-L (Eni 100%) e JPDA 03-13 (Eni 10,99%). Nella fase di appraisal/sviluppo Eni partecipa nelle aree NT/RL8 (Eni 100%) e NT/RL7 (Eni 65%, operatore). Inoltre Eni detiene quote in ulteriori 6 licenze esplorative, di cui una in JPDA.
Nel 2017 è stata acquisita la quota del 32,5% nel campo a gas di Evans Shoal nella licenza NT/RL7 nell'offshore dell'Australia settentrionale, in prossimità dell'impianto di liquefazione di gas di Darwin, partecipato da Eni. Il potenziale minerario del giacimento viene stimato in circa 226 miliardi di metri cubi di gas in posto. La transazione ha ricevuto tutte le necessarie approvazioni. A seguito dell'operazione Eni è operatore del permesso con una quota del 65%.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Australia sono regolate da contratti di concessione e, limitatamente alla zona di cooperazione tra Australia e Timor Leste (JPDA), da Production Sharing Agreement.
Produzione Il giacimento a gas Blacktip, in produzione dal 2009, ha prodotto 582 milioni di metri cubi/anno nel 2017 (pari a circa 11 mila boe/ giorno). 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.
Produzione Il giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan, in produzione dal 2004, ha prodotto 124 mila boe/giorno (circa 11 mila boe in quota Eni) nel 2017. La produzione di liquidi è supportata da tre 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.
Sviluppo È stata avviata la fase esecutiva del progetto Bayu Undan Phase 3b che prevede la perforazione e completamento di tre nuovi pozzi con l'obiettivo d'incrementare la produzione di liquidi e sostenere la produzione di GNL.
| Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | |||||||||||
| Società consolidate | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | (milioni di boe) | 354 | 426 | 1.139 | 1.293 | 1.317 | 1.221 | 491 | 227 | 145 | 6.613 |
| di cui: sviluppate | 287 | 374 | 605 | 352 | 809 | 966 | 175 | 205 | 111 | 3.884 | |
| non sviluppate | 67 | 52 | 534 | 941 | 508 | 255 | 316 | 22 | 34 | 2.729 | |
| Acquisizioni | 2 | 2 | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 117 | 59 | 86 | 198 | 56 | (23) | (35) | 8 | 466 | ||
| Miglioramenti di recupero assistito | 1 | 2 | 7 | 10 | 20 | ||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 108 | 12 | 355 | 4 | 4 | 483 | |||||
| Produzione | (49) | (69) | (175) | (84) | (119) | (48) | (43) | (36) | (8) | (631) | |
| Cessioni | (348) | (175) | (523) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 422 | 525 | 1.052 | 1.078 | 1.436 | 1.150 | 427 | 203 | 137 | 6.430 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 14 | 82 | 2 | 779 | 877 | ||||||
| di cui: sviluppate | 14 | 26 | 2 | 349 | 391 | ||||||
| non sviluppate | 56 | 430 | 486 | ||||||||
| Acquisizioni | |||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (286) | (285) | ||||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||||
| Produzione | (1) | (7) | (1) | (23) | (32) | ||||||
| Cessioni | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 14 | 75 | 1 | 470 | 560 | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 422 | 525 | 1.066 | 1.078 | 1.511 | 1.150 | 428 | 673 | 137 | 6.990 | |
| Sviluppate | 350 | 360 | 546 | 463 | 876 | 891 | 239 | 535 | 101 | 4.361 | |
| consolidate | 350 | 360 | 532 | 463 | 856 | 891 | 238 | 176 | 101 | 3.967 | |
| joint venture e collegate | 14 | 20 | 1 | 359 | 394 | ||||||
| Non sviluppate | 72 | 165 | 520 | 615 | 635 | 259 | 189 | 138 | 36 | 2.629 | |
| consolidate | 72 | 165 | 520 | 615 | 580 | 259 | 189 | 27 | 36 | 2.463 | |
| joint venture e collegate | 55 | 111 | 166 | ||||||||
| Vita utile residua delle riserve | (anni) | 8,6 | 7,6 | 6,1 | 12,8 | 12,0 | 24,0 | 9,7 | 11,4 | 17,1 | 10,5 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 239 | 243 | 51 | 258 | 326 | (48) | (48) | (464) | 103 | |
| Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve | 239 | 243 | 51 | (156) | 189 | (48) | (48) | (464) | 25 |
| Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | |||||||||||
| Società consolidate | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | (milioni di boe) | 465 | 495 | 1.194 | 500 | 1.282 | 1.198 | 422 | 269 | 150 | 5.975 |
| di cui: sviluppate | 362 | 404 | 630 | 380 | 764 | 689 | 159 | 217 | 115 | 3.720 | |
| non sviluppate | 103 | 91 | 564 | 120 | 518 | 509 | 263 | 52 | 35 | 2.255 | |
| Acquisizioni | |||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (62) | 1 | 110 | (20) | 157 | 63 | 111 | 1 | 4 | 365 | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 1 | 1 | 2 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2 | 1 | 881 | 3 | 887 | ||||||
| Produzione | (49) | (73) | (167) | (68) | (122) | (40) | (45) | (43) | (9) | (616) | |
| Cessioni | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 354 | 426 | 1.139 | 1.293 | 1.317 | 1.221 | 491 | 227 | 145 | 6.613 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 14 | 87 | 4 | 810 | 915 | ||||||
| di cui: sviluppate | 14 | 22 | 2 | 265 | 303 | ||||||
| non sviluppate | 65 | 2 | 545 | 612 | |||||||
| Acquisizioni | |||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (2) | (9) | (10) | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||||
| Produzione | (1) | (3) | (2) | (22) | (28) | ||||||
| Cessioni | |||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 14 | 82 | 2 | 779 | 877 | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 354 | 426 | 1.153 | 1.293 | 1.399 | 1.221 | 493 | 1.006 | 145 | 7.490 | |
| Sviluppate | 287 | 374 | 619 | 352 | 835 | 966 | 177 | 554 | 111 | 4.275 | |
| consolidate | 287 | 374 | 605 | 352 | 809 | 966 | 175 | 205 | 111 | 3.884 | |
| joint venture e collegate | 14 | 26 | 2 | 349 | 391 | ||||||
| Non sviluppate | 67 | 52 | 534 | 941 | 564 | 255 | 316 | 452 | 34 | 3.215 | |
| consolidate | 67 | 52 | 534 | 941 | 508 | 255 | 316 | 22 | 34 | 2.729 | |
| joint venture e collegate | 56 | 430 | 486 | ||||||||
| Vita utile residua delle riserve | (anni) | 7,2 | 5,8 | 6,9 | 19,0 | 11,2 | 30,5 | 10,5 | 15,5 | 16,1 | 11,6 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | (127) | 5 | 67 | 1.266 | 124 | 158 | 243 | (12) | 44 | 193 |
| Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve | (127) | 5 | 67 | 1.266 | 124 | 158 | 243 | (12) | 44 | 193 |
| Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2015 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | (milioni di boe) | 503 | 544 | 1.740 | 1.239 | 1.069 | 285 | 232 | 160 | 5.772 |
| di cui: sviluppate | 401 | 335 | 904 | 702 | 589 | 112 | 188 | 135 | 3.366 | |
| non sviluppate | 102 | 209 | 836 | 537 | 480 | 173 | 44 | 25 | 2.406 | |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 23 | 19 | 168 | 169 | 164 | 163 | 76 | (1) | 781 | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 2 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 24 | 14 | 21 | 6 | 66 | ||||
| Produzione | (62) | (68) | (240) | (124) | (35) | (47) | (44) | (9) | (629) | |
| Cessioni | (16) | (1) | (17) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 465 | 495 | 1.694 | 1.282 | 1.198 | 422 | 269 | 150 | 5.975 | |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 16 | 81 | 5 | 728 | 830 | |||||
| di cui: sviluppate | 15 | 23 | 3 | 26 | 67 | |||||
| non sviluppate | 1 | 58 | 2 | 702 | 763 | |||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 6 | 1 | 91 | 98 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (2) | (2) | (9) | (13) | ||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 14 | 87 | 4 | 810 | 915 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 465 | 495 | 1.708 | 1.369 | 1.198 | 426 | 1.079 | 150 | 6.890 | |
| Sviluppate | 362 | 404 | 1.024 | 786 | 689 | 161 | 482 | 115 | 4.023 | |
| consolidate | 362 | 404 | 1.010 | 764 | 689 | 159 | 217 | 115 | 3.720 | |
| joint venture e collegate | 14 | 22 | 2 | 265 | 303 | |||||
| Non sviluppate | 103 | 91 | 684 | 583 | 509 | 265 | 597 | 35 | 2.867 | |
| consolidate | 103 | 91 | 684 | 518 | 509 | 263 | 52 | 35 | 2.255 | |
| joint venture e collegate | 65 | 2 | 545 | 612 | ||||||
| Vita utile residua delle riserve | (anni) | 7,5 | 7,3 | 7,1 | 11,0 | 34,5 | 8,6 | 20,1 | 16,0 | 10,7 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 38 | 28 | 80 | 153 | 473 | 375 | 324 | 148 | |
| Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve | 38 | 28 | 80 | 139 | 473 | 375 | 322 | 145 |
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 176 | 264 | 454 | 281 | 809 | 767 | 307 | 163 | 9 | 3.230 |
| di cui: sviluppate | 132 | 228 | 287 | 205 | 507 | 556 | 124 | 143 | 8 | 2.190 |
| non sviluppate | 44 | 36 | 167 | 76 | 302 | 211 | 183 | 20 | 1 | 1.040 |
| Acquisizioni | 2 | 2 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 59 | 29 | 73 | 21 | 31 | 29 | (69) | 19 | (1) | 191 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 1 | 6 | 7 | 9 | 23 | |||||
| Estensioni e nuove scoperte | 103 | 1 | 18 | 4 | 3 | 129 | ||||
| Produzione | (20) | (37) | (58) | (26) | (90) | (30) | (19) | (23) | (1) | (304) |
| Cessioni | (3) | (6) | (9) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 215 | 360 | 476 | 280 | 764 | 766 | 232 | 162 | 7 | 3.262 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 13 | 15 | 140 | 168 | ||||||
| di cui: sviluppate | 13 | 8 | 22 | 43 | ||||||
| non sviluppate | 7 | 118 | 125 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (2) | 1 | (1) | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (1) | (1) | (5) | (7) | ||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 12 | 12 | 136 | 160 | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 215 | 360 | 488 | 280 | 776 | 766 | 232 | 298 | 7 | 3.422 |
| Sviluppate | 169 | 219 | 318 | 203 | 552 | 547 | 81 | 169 | 5 | 2.263 |
| consolidate | 169 | 219 | 306 | 203 | 546 | 547 | 81 | 144 | 5 | 2.220 |
| joint venture e collegate | 12 | 6 | 25 | 43 | ||||||
| Non sviluppate | 46 | 141 | 170 | 77 | 224 | 219 | 151 | 129 | 2 | 1.159 |
| consolidate | 46 | 141 | 170 | 77 | 218 | 219 | 151 | 18 | 2 | 1.042 |
| joint venture e collegate | 6 | 111 | 117 |
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 228 | 305 | 494 | 327 | 787 | 771 | 262 | 189 | 9 | 3.372 |
| di cui: sviluppate | 171 | 237 | 312 | 230 | 511 | 355 | 126 | 149 | 9 | 2.100 |
| non sviluppate | 57 | 68 | 182 | 97 | 276 | 416 | 136 | 40 | 1.272 | |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (35) | (4) | 19 | (26) | 113 | 20 | 73 | (1) | 1 | 160 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 1 | 1 | 2 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2 | 1 | 8 | 11 | ||||||
| Produzione | (17) | (40) | (61) | (28) | (91) | (24) | (28) | (25) | (1) | (315) |
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 176 | 264 | 454 | 281 | 809 | 767 | 307 | 163 | 9 | 3.230 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 13 | 16 | 158 | 187 | ||||||
| di cui: sviluppate | 13 | 6 | 29 | 48 | ||||||
| non sviluppate | 10 | 129 | 139 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (1) | (13) | (13) | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (1) | (5) | (6) | |||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 13 | 15 | 140 | 168 | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 176 | 264 | 467 | 281 | 824 | 767 | 307 | 303 | 9 | 3.398 |
| Sviluppate | 132 | 228 | 300 | 205 | 515 | 556 | 124 | 165 | 8 | 2.233 |
| consolidate | 132 | 228 | 287 | 205 | 507 | 556 | 124 | 143 | 8 | 2.190 |
| joint venture e collegate | 13 | 8 | 22 | 43 | ||||||
| Non sviluppate | 44 | 36 | 167 | 76 | 309 | 211 | 183 | 138 | 1 | 1.165 |
| consolidate | 44 | 36 | 167 | 76 | 302 | 211 | 183 | 20 | 1 | 1.040 |
| joint venture e collegate | 7 | 118 | 125 |
| (milioni di barili) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2015 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 243 | 331 | 776 | 739 | 697 | 131 | 147 | 13 | 3.077 | |
| di cui: sviluppate | 184 | 174 | 521 | 470 | 306 | 64 | 116 | 12 | 1.847 | |
| non sviluppate | 59 | 157 | 255 | 269 | 391 | 67 | 31 | 1 | 1.230 | |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 10 | 5 | 139 | 143 | 94 | 159 | 64 | (2) | 612 | |
| Miglioramenti di recupero assistito | 2 | 2 | ||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 2 | 14 | 6 | 22 | ||||||
| Produzione | (25) | (31) | (98) | (93) | (20) | (28) | (28) | (2) | (325) | |
| Cessioni | (16) | (16) | ||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 228 | 305 | 821 | 787 | 771 | 262 | 189 | 9 | 3.372 | |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 14 | 17 | 1 | 117 | 149 | |||||
| di cui: sviluppate | 13 | 7 | 26 | 46 | ||||||
| non sviluppate | 1 | 10 | 1 | 91 | 103 | |||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (1) | 45 | 44 | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (1) | (1) | (4) | (6) | ||||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 13 | 16 | 158 | 187 | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 228 | 305 | 834 | 803 | 771 | 262 | 347 | 9 | 3.559 | |
| Sviluppate | 171 | 237 | 555 | 517 | 355 | 126 | 178 | 9 | 2.148 | |
| consolidate | 171 | 237 | 542 | 511 | 355 | 126 | 149 | 9 | 2.100 | |
| joint venture e collegate | 13 | 6 | 29 | 48 | ||||||
| Non sviluppate | 57 | 68 | 279 | 286 | 416 | 136 | 169 | 1.411 | ||
| consolidate | 57 | 68 | 279 | 276 | 416 | 136 | 40 | 1.272 | ||
| joint venture e collegate | 10 | 129 | 139 |
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 27.648 | 24.889 | 105.872 | 156.316 | 78.369 | 70.349 | 28.395 | 9.993 | 20.964 | 522.795 |
| di cui: sviluppate | 23.925 | 22.674 | 49.054 | 22.630 | 46.769 | 63.391 | 7.911 | 9.580 | 15.822 | 261.756 |
| non sviluppate | 3.723 | 2.215 | 56.818 | 133.686 | 31.600 | 6.958 | 20.484 | 413 | 5.142 | 261.039 |
| Acquisizioni | 33 | 33 | ||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 8.920 | 4.606 | 1.861 | 27.439 | 3.788 | (7.926) | 5.313 | (1.727) | 175 | 42.449 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 6 | (544) | (538) | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 812 | 1.797 | 52.061 | 111 | 54.781 | |||||
| Produzione | (4.565) | (4.923) | (18.118) | (8.917) | (4.591) | (2.726) | (3.575) | (2.007) | (1.085) | (50.507) |
| Cessioni | (53.425) | (26.031) | (79.456) | |||||||
| 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 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 414 | 10.421 | 149 | 98.633 | 109.617 | |||||
| di cui: sviluppate | 414 | 2.927 | 149 | 50.445 | 53.935 | |||||
| non sviluppate | 7.494 | 48.188 | 55.682 | |||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (1) | 378 | 6 | (44.333) | (43.950) | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (42) | (920) | (114) | (2.795) | (3.871) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 371 | 9.879 | 41 | 51.505 | 61.796 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2017 | 32.003 | 25.390 | 89.442 | 123.210 | 113.508 | 59.697 | 30.174 | 57.875 | 20.054 | 551.353 |
| Sviluppate | 27.962 | 21.829 | 35.284 | 40.228 | 50.297 | 53.179 | 24.417 | 56.347 | 14.709 | 324.252 |
| consolidate | 27.962 | 21.829 | 34.913 | 40.228 | 47.949 | 53.179 | 24.376 | 4.842 | 14.709 | 269.987 |
| joint venture e collegate | 371 | 2.348 | 41 | 51.505 | 54.265 | |||||
| Non sviluppate | 4.041 | 3.561 | 54.158 | 82.982 | 63.211 | 6.518 | 5.757 | 1.528 | 5.345 | 227.101 |
| consolidate | 4.041 | 3.561 | 54.158 | 82.982 | 55.680 | 6.518 | 5.757 | 1.528 | 5.345 | 219.570 |
| joint venture e collegate | 7.531 | 7.531 |
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 36.905 | 29.594 | 109.064 | 26.817 | 76.856 | 66.649 | 24.864 | 12.419 | 21.793 | 404.961 |
| di cui: sviluppate | 29.757 | 26.034 | 49.404 | 23.264 | 39.367 | 51.832 | 5.225 | 10.549 | 16.562 | 251.994 |
| non sviluppate | 7.148 | 3.560 | 59.660 | 3.553 | 37.489 | 14.817 | 19.639 | 1.870 | 5.231 | 152.967 |
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (4.374) | 495 | 13.330 | 710 | 6.324 | 6.334 | 5.657 | 228 | 352 | 29.056 |
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 6 | 134.980 | 421 | 5 | 135.412 | |||||
| Produzione | (4.883) | (5.200) | (16.528) | (6.191) | (4.811) | (2.634) | (2.547) | (2.659) | (1.181) | (46.634) |
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 27.648 | 24.889 | 105.872 | 156.316 | 78.369 | 70.349 | 28.395 | 9.993 | 20.964 | 522.795 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 363 | 10.967 | 359 | 101.399 | 113.088 | |||||
| di cui: sviluppate | 363 | 2.376 | 260 | 36.691 | 39.690 | |||||
| non sviluppate | 8.591 | 99 | 64.708 | 73.398 | ||||||
| Acquisizioni | ||||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 102 | (244) | (15) | (126) | (283) | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | ||||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | ||||||||||
| Produzione | (51) | (302) | (195) | (2.640) | (3.188) | |||||
| Cessioni | ||||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 414 | 10.421 | 149 | 98.633 | 109.617 | |||||
| Riserve al 31 dicembre 2016 | 27.648 | 24.889 | 106.286 | 156.316 | 88.790 | 70.349 | 28.544 | 108.626 | 20.964 | 632.412 |
| Sviluppate | 23.925 | 22.674 | 49.468 | 22.630 | 49.696 | 63.391 | 8.060 | 60.025 | 15.822 | 315.691 |
| consolidate | 23.925 | 22.674 | 49.054 | 22.630 | 46.769 | 63.391 | 7.911 | 9.580 | 15.822 | 261.756 |
| joint venture e collegate | 414 | 2.927 | 149 | 50.445 | 53.935 | |||||
| Non sviluppate | 3.723 | 2.215 | 56.818 | 133.686 | 39.094 | 6.958 | 20.484 | 48.601 | 5.142 | 316.721 |
| consolidate | 3.723 | 2.215 | 56.818 | 133.686 | 31.600 | 6.958 | 20.484 | 413 | 5.142 | 261.039 |
| joint venture e collegate | 7.494 | 48.188 | 55.682 |
| (milioni di metri cubi) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2015 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 40.484 | 33.196 | 149.869 | 77.651 | 58.013 | 23.978 | 13.246 | 22.821 | 419.258 |
| di cui: sviluppate | 33.754 | 25.125 | 59.755 | 35.980 | 43.966 | 7.393 | 11.141 | 19.102 | 236.216 |
| non sviluppate | 6.730 | 8.071 | 90.114 | 41.671 | 14.047 | 16.585 | 2.105 | 3.719 | 183.042 |
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1.948 | 2.101 | 4.606 | 4.144 | 10.893 | 663 | 1.941 | 128 | 26.424 |
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 123 | 3.503 | 3.218 | 6.844 | |||||
| Produzione | (5.650) | (5.703) | (22.097) | (4.840) | (2.257) | (2.995) | (2.659) | (1.156) | (47.357) |
| Cessioni | (99) | (109) | (208) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 36.905 | 29.594 | 135.881 | 76.856 | 66.649 | 24.864 | 12.419 | 21.793 | 404.961 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 419 | 9.957 | 510 | 94.943 | 105.829 | ||||
| di cui: sviluppate | 415 | 2.540 | 273 | 145 | 3.373 | ||||
| non sviluppate | 4 | 7.417 | 237 | 94.798 | 102.456 | ||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (3) | 1.019 | 98 | 7.168 | 8.282 | ||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (53) | (9) | (249) | (712) | (1.023) | ||||
| Cessioni | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 363 | 10.967 | 359 | 101.399 | 113.088 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2015 | 36.905 | 29.594 | 136.244 | 87.823 | 66.649 | 25.223 | 113.818 | 21.793 | 518.049 |
| Sviluppate | 29.757 | 26.034 | 73.031 | 41.743 | 51.832 | 5.485 | 47.240 | 16.562 | 291.684 |
| consolidate | 29.757 | 26.034 | 72.668 | 39.367 | 51.832 | 5.225 | 10.549 | 16.562 | 251.994 |
| joint venture e collegate | 363 | 2.376 | 260 | 36.691 | 39.690 | ||||
| Non sviluppate | 7.148 | 3.560 | 63.213 | 46.080 | 14.817 | 19.738 | 66.578 | 5.231 | 226.365 |
| consolidate | 7.148 | 3.560 | 63.213 | 37.489 | 14.817 | 19.639 | 1.870 | 5.231 | 152.967 |
| joint venture e collegate | 8.591 | 99 | 64.708 | 73.398 |
| e condensati di barili/g) (migliaia Petrolio |
di metri cubi/g) Gas naturale (milioni |
Idrocarburi (migliaia di boe/g) |
e condensati di barili/g) (migliaia Petrolio |
di metri cubi/g) Gas naturale (milioni |
Idrocarburi (migliaia di boe/g) |
e condensati di barili/g) (migliaia Petrolio |
di metri cubi/g) Gas naturale (milioni |
Idrocarburi (migliaia di boe/g) |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Società consolidate | 2017 | 2016 | 2015 | ||||||
| Italia | 53 | 12,5 | 134 | 47 | 13,3 | 133 | 69 | 15,5 | 169 |
| Resto d'Europa | 102 | 13,5 | 189 | 109 | 14,1 | 201 | 85 | 15,6 | 185 |
| Croazia | 0,5 | 3 | 0,7 | 5 | 0,6 | 4 | |||
| Norvegia | 81 | 7,5 | 129 | 86 | 7,3 | 133 | 57 | 7,5 | 105 |
| Regno Unito | 21 | 5,5 | 57 | 23 | 6,1 | 63 | 28 | 7,5 | 76 |
| Africa Settentrionale | 158 | 49,6 | 479 | 165 | 45,2 | 458 | 172 | 46,1 | 469 |
| Algeria | 68 | 3,3 | 90 | 77 | 3,3 | 98 | 79 | 2,7 | 96 |
| Libia | 87 | 46,0 | 384 | 84 | 41,5 | 353 | 89 | 43,0 | 365 |
| Tunisia | 3 | 0,3 | 5 | 4 | 0,4 | 7 | 4 | 0,4 | 8 |
| Egitto | 72 | 24,4 | 230 | 76 | 16,9 | 185 | 96 | 14,4 | 189 |
| Africa Sub-Sahariana | 247 | 12,6 | 327 | 247 | 13,2 | 333 | 256 | 13,3 | 341 |
| Angola | 119 | 1,3 | 126 | 108 | 1,4 | 118 | 96 | 0,9 | 101 |
| Congo | 63 | 3,2 | 83 | 71 | 4,2 | 98 | 78 | 3,9 | 103 |
| Ghana | 8 | 0,1 | 9 | ||||||
| Nigeria | 57 | 8,0 | 109 | 68 | 7,6 | 117 | 82 | 8,5 | 137 |
| Kazakhstan | 83 | 7,5 | 132 | 65 | 7,2 | 111 | 56 | 6,2 | 95 |
| Resto dell'Asia | 53 | 9,8 | 116 | 78 | 7,0 | 123 | 77 | 8,2 | 130 |
| Cina | 2 | 2 | 2 | 2 | 3 | 3 | |||
| India | 0,1 | 1 | |||||||
| Indonesia | 3 | 5,3 | 38 | 3 | 1,4 | 12 | 2 | 1,5 | 12 |
| Iran | 22 | 22 | |||||||
| Iraq | 40 | 0,6 | 43 | 64 | 0,5 | 67 | 40 | 40 | |
| Pakistan | 3,7 | 24 | 4,9 | 32 | 6,4 | 41 | |||
| Turkmenistan | 8 | 0,2 | 9 | 9 | 0,2 | 10 | 10 | 0,2 | 11 |
| America | 63 | 5,5 | 99 | 69 | 7,3 | 116 | 75 | 7,3 | 122 |
| Ecuador | 12 | 12 | 10 | 10 | 11 | 11 | |||
| Stati Uniti | 51 | 3,9 | 77 | 59 | 5,3 | 93 | 64 | 5,3 | 98 |
| Trinidad e Tobago | 1,6 | 10 | 2,0 | 13 | 2,0 | 13 | |||
| Australia e Oceania | 2 | 3,0 | 22 | 3 | 3,2 | 24 | 5 | 3,2 | 26 |
| Australia | 2 | 3,0 | 22 | 3 | 3,2 | 24 | 5 | 3,2 | 26 |
| 833 | 138,4 | 1.728 | 859 | 127,4 | 1.684 | 891 | 129,8 | 1.726 | |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Angola | 3 | 2,5 | 20 | 1 | 0,8 | 6 | |||
| Indonesia | 1 | 0,3 | 3 | 1 | 0,6 | 4 | 1 | 0,7 | 5 |
| Tunisia | 3 | 0,1 | 4 | 3 | 0,1 | 4 | 4 | 0,2 | 4 |
| Venezuela | 12 | 7,7 | 61 | 14 | 7,2 | 61 | 12 | 1,9 | 25 |
| 19 | 10,6 | 88 | 19 | 8,7 | 75 | 17 | 2,8 | 34 | |
| Totale | 852 | 149,0 | 1.816 | 878 | 136,1 | 1.759 | 908 | 132,6 | 1.760 |
(a) Include la quota Eni della produzione delle società collegate e joint venture valutate con il metodo del patrimonio netto. (b) Comprende la quota di gas naturale utilizzata come autoconsumo (14,9, 13,5 e 11,2 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2017, 2016 e 2015).
| (migliaia di boe/giorno) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 127 | 127 | 161 | |
| Resto d'Europa | 183 | 195 | 179 | |
| Africa Settentrionale | 460 | 441 | 458 | |
| Egitto | 216 | 170 | 177 | |
| Africa Sub-Sahariana | 322 | 316 | 324 | |
| Kazakhstan | 126 | 107 | 92 | |
| Resto dell'Asia | 107 | 118 | 128 | |
| America | 157 | 174 | 144 | |
| Australia e Oceania | 21 | 23 | 25 | |
| 1.719 | 1.671 | 1.688 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 83 | 71 | 33 | |
| Africa Settentrionale | 3 | 3 | 4 | |
| Africa Sub-Sahariana | 17 | 4 | ||
| Resto dell'Asia | 2 | 4 | 5 | |
| America | 61 | 60 | 24 |
| (milioni di metri cubi/giorno) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 11 | 12 | 14 | |
| Resto d'Europa | 13 | 13 | 14 | |
| Africa Settentrionale | 46 | 42 | 43 | |
| Egitto | 22 | 15 | 13 | |
| Africa Sub-Sahariana | 11 | 11 | 11 | |
| Kazakhstan | 7 | 7 | 6 | |
| Resto dell'Asia | 8 | 6 | 8 | |
| America | 13 | 14 | 9 | |
| Australia e Oceania | 3 | 3 | 3 | |
| 134 | 123 | 121 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 10 | 8 | 3 | |
| Africa Sub-Sahariana | 2 | 1 | ||
| Resto dell'Asia | 1 | |||
| America | 8 | 7 | 2 |
| 2017 | 2016 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Produzione di idrocarburi | (milioni di boe) | 662,7 | 643,8 | 642,4 |
| Variazione rimanenze/altre | (5,2) | (3,1) | (1,9) | |
| Autoconsumi di gas | (35,2) | (32,1) | (26,4) | |
| Produzione venduta di idrocarburi(b) | 622,3 | 608,6 | 614,1 | |
| petrolio | (milioni di barili) | 308,34 | 320,13 | 330,12 |
| - di cui ai settori mid-downstream | 216,55 | 216,24 | 201,92 | |
| gas naturale | (miliardi di metri cubi) | 48,52 | 44,58 | 44,17 |
| - di cui a settore G&P | 9,75 | 9,82 | 11,17 |
(a) Non comprende la produzione di gas autoconsumato.
(b) Include 27,3 milioni di boe di produzione venduta dalle società in joint venture e collegate nel 2017 (24 e 11,4 milioni di boe nel 2016 e 2015, rispettivamente).
| operazioni Inizio |
Numero titoli |
Sup. lorda(a)(b) sviluppata |
Sup. netta(a)(b) sviluppata |
non sviluppata Sup. lorda(a)(b) |
non sviluppata Sup. netta(a)(b) |
giacimenti/ superficie Tipo di |
in produzione di giacimenti Numero |
di giacimenti produzione Numero non in |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EUROPA | 280 | 15.232 | 10.414 | 59.373 | 40.792 | 113 | 92 | ||
| Italia | 1926 | 144 | 10.011 | 8.351 | 10.321 | 8.029 | Onshore/Offshore | 75 | 59 |
| Resto d'Europa | 136 | 5.221 | 2.063 | 49.052 | 32.763 | 38 | 33 | ||
| Cipro | 2013 | 6 | 23.858 | 17.967 | Offshore | ||||
| Croazia | 1996 | 2 | 1.975 | 987 | Offshore | 10 | 3 | ||
| Groenlandia | 2013 | 2 | 4.890 | 1.909 | Offshore | ||||
| Montenegro | 2016 | 1 | 1.228 | 614 | Offshore | ||||
| Norvegia | 1965 | 54 | 2.337 | 462 | 4.403 | 1.655 | Offshore | 18 | 28 |
| Portogallo | 2014 | 3 | 4.547 | 3.182 | Offshore | ||||
| Regno Unito | 1964 | 60 | 909 | 614 | 5.298 | 5.191 | Offshore | 10 | 2 |
| Altri Paesi | 8 | 4.828 | 2.245 | Onshore/Offshore | |||||
| AFRICA | 264 | 46.319 | 11.723 | 260.611 | 150.258 | 272 | 117 | ||
| Africa Settentrionale | 65 | 8.735 | 3.626 | 38.707 | 22.171 | 70 | 26 | ||
| Algeria | 1981 | 42 | 3.172 | 1.110 | 187 | 31 | Onshore | 36 | 7 |
| Libia | 1959 | 11 | 1.963 | 958 | 24.673 | 12.336 | Onshore/Offshore | 12 | 15 |
| Marocco | 2016 | 2 | 13.847 | 9.804 | Offshore | ||||
| Tunisia | 1961 | 10 | 3.600 | 1.558 | Onshore/Offshore | 22 | 4 | ||
| Egitto | 1954 | 54 | 5.692 | 2.131 | 19.683 | 7.061 | Onshore/Offshore | 39 | 22 |
| Africa Sub-Sahariana | 145 | 31.892 | 5.966 | 202.221 | 121.026 | 163 | 69 | ||
| Angola | 1980 | 58 | 8.098 | 1.027 | 12.953 | 3.340 | Onshore/Offshore | 59 | 22 |
| Congo | 1968 | 25 | 1.430 | 843 | 1.320 | 628 | Onshore/Offshore | 23 | 2 |
| Costa d'Avorio | 2015 | 3 | 4.010 | 2.905 | Offshore | ||||
| Gabon | 2008 | 4 | 5.283 | 5.283 | Onshore/Offshore | 1 | |||
| Ghana | 2009 | 3 | 226 | 100 | 1.127 | 479 | Offshore | 1 | |
| Kenya | 2012 | 6 | 50.677 | 43.948 | Offshore | ||||
| Liberia | 2012 | 1 | 2.341 | 585 | Offshore | ||||
| Mozambico | 2007 | 6 | 3.911 | 978 | Offshore | 6 | |||
| Nigeria | 1962 | 34 | 22.138 | 3.996 | 8.631 | 3.374 | Onshore/Offshore | 80 | 38 |
| Sud Africa | 2014 | 1 | 65.505 | 26.202 | Offshore | ||||
| Altri Paesi | 4 | 46.463 | 33.304 | Onshore | |||||
| ASIA | 60 | 14.560 | 5.058 | 286.866 | 178.971 | 27 | 16 | ||
| Kazakhstan | 1992 | 7 | 2.391 | 442 | 3.890 | 1.101 | Onshore/Offshore | 2 | 4 |
| Resto dell'Asia | 53 | 12.169 | 4.616 | 282.976 | 177.870 | 25 | 12 | ||
| Cina | 1984 | 8 | 77 | 13 | 7.141 | 7.141 | Offshore | 5 | |
| India | 2005 | 1 | 13.110 | 5.244 | Onshore/Offshore | ||||
| Indonesia | 2001 | 14 | 4.949 | 1.990 | 26.892 | 20.899 | Onshore/Offshore | 9 | 11 |
| Iraq | 2009 | 1 | 1.074 | 446 | Onshore | 1 | |||
| Myanmar | 2014 | 4 | 24.080 | 13.558 | Onshore/Offshore | ||||
| Oman | 2017 | 1 | 90.760 | 77.146 | Offshore | ||||
| Pakistan | 2000 | 13 | 5.869 | 1.987 | 11.486 | 5.414 | Onshore/Offshore | 8 | 1 |
| Russia | 2007 | 3 | 62.592 | 20.862 | Offshore | ||||
| Timor Leste | 2006 | 1 | 1.538 | 1.230 | Offshore | ||||
| Turkmenistan | 2008 | 1 | 200 | 180 | Onshore | 2 | |||
| Vietnam | 2013 | 5 | 30.777 | 23.132 | Offshore | ||||
| Altri Paesi | 1 | 14.600 | 3.244 | Offshore | |||||
| AMERICA | 139 | 4.854 | 3.134 | 9.626 | 3.507 | 52 | 14 | ||
| Ecuador | 1988 | 1 | 1.985 | 1.985 | Onshore | 1 | 2 | ||
| Messico | 2015 | 6 | 1.657 | 1.146 | Offshore | 3 | |||
| Stati Uniti | 1968 | 117 | 1.226 | 586 | 879 | 466 | Onshore/Offshore | 41 | 7 |
| Trinidad e Tobago | 1970 | 1 | 382 | 66 | Offshore | 7 | |||
| Venezuela | 1998 | 6 | 1.261 | 497 | 1.543 | 569 | Onshore/Offshore | 3 | 1 |
| Altri Paesi | 8 | 5.547 | 1.326 | Offshore | 1 | ||||
| AUSTRALIA E OCEANIA | 13 | 1.140 | 709 | 15.567 | 10.352 | 2 | 4 | ||
| Australia | 2001 | 13 | 1.140 | 709 | 15.567 | 10.352 | Offshore | 2 | 4 |
| Totale | 756 | 82.105 | 31.038 | 632.043 | 383.880 | 466 | 243 |
(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.
| (chilometri quadrati) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Europa | 51.206 | 45.380 | 45.123 |
| Italia | 16.380 | 16.767 | 16.975 |
| Resto d'Europa | 34.826 | 28.613 | 28.148 |
| Africa | 161.981 | 152.676 | 157.441 |
| Africa Settentrionale | 25.797 | 18.727 | 16.031 |
| Egitto | 9.192 | 10.665 | 9.668 |
| Africa Sub-Sahariana | 126.992 | 123.284 | 131.742 |
| Asia | 184.029 | 109.761 | 117.183 |
| Kazakhstan | 1.543 | 869 | 869 |
| Resto dell'Asia | 182.486 | 108.892 | 116.314 |
| America | 6.641 | 5.696 | 6.628 |
| Australia e Oceania | 11.061 | 10.383 | 16.333 |
| Totale | 414.918 | 323.896 | 342.708 |
| 2017 | 2016 | 2015 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio e condensati | (\$/barile) | CONS | JV | CONS | JV | CONS | JV |
| Italia | 46,51 | 33,19 | 43,46 | ||||
| Resto d'Europa | 47,81 | 39,97 | 45,88 | ||||
| Africa Settentrionale | 52,68 | 45,39 | 42,37 | 17,93 | 46,66 | 18,03 | |
| Egitto | 46,06 | 33,05 | |||||
| Africa Sub-Sahariana | 53,66 | 38,34 | 41,92 | 49,91 | |||
| Kazakhstan | 50,62 | 39,61 | 48,26 | ||||
| Resto dell'Asia | 48,94 | 44,43 | 36,89 | 34,95 | 40,10 | 27,89 | |
| America | 44,24 | 41,49 | 34,86 | 32,39 | 43,36 | 38,18 | |
| Australia e Oceania | 49,36 | 37,96 | 45,84 | ||||
| 50,33 | 38,65 | 39,33 | 30,85 | 46,46 | 35,15 | ||
| Gas naturale | (\$/migliaia di metri cubi) | ||||||
| Italia | 227,81 | 174,28 | 244,54 | ||||
| Resto d'Europa | 205,27 | 158,84 | 222,60 | ||||
| Africa Settentrionale | 104,50 | 92,96 | 109,61 | 65,21 | 165,54 | 133,63 | |
| Egitto | 148,20 | 259,36 | 134,90 | ||||
| Africa Sub-Sahariana | 66,20 | 213,97 | 49,83 | 52,72 | |||
| Kazakhstan | 20,49 | 148,16 | 11,96 | 16,60 | |||
| Resto dell'Asia | 132,37 | 123,73 | 209,02 | 170,43 | 327,51 | ||
| America | 83,20 | 68,71 | 147,40 | 77,73 | 149,83 | ||
| Australia e Oceania | 143,16 | 127,12 | 178,87 | ||||
| 127,87 | 163,89 | 113,20 | 150,03 | 160,17 | 187,09 | ||
| Idrocarburi | (\$/boe) | ||||||
| Italia | 39,96 | 29,27 | 40,36 | ||||
| Resto d'Europa | 40,51 | 33,27 | 40,21 | ||||
| Africa Settentrionale | 28,62 | 30,51 | 26,52 | 16,27 | 34,61 | 18,60 | |
| Egitto | 30,64 | 26,29 | |||||
| Africa Sub-Sahariana | 44,85 | 39,65 | 35,08 | 40,92 | |||
| Kazakhstan | 34,60 | 24,52 | 30,02 | ||||
| Resto dell'Asia | 36,69 | 36,76 | 31,18 | 32,76 | 35,18 | 49,42 | |
| America | 33,31 | 26,50 | 25,45 | 24,95 | 31,71 | 30,72 | |
| Australia e Oceania | 25,29 | 22,00 | 31,51 | ||||
| 35,39 | 28,30 | 29,30 | 25,05 | 36,54 | 31,95 |
| Gruppo Eni | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Petrolio e condensati | (\$/barile) | 50,06 | 39,18 | 46,30 |
| Gas Naturale | (\$/migliaia di metri cubi) | 130,31 | 115,51 | 160,78 |
| Idrocarburi | (\$/boe) | 35,06 | 29,14 | 36,47 |
| Pozzi in progress(b) | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2015 | 2017 | |||||
| (numero) | successo commerciale |
sterili(c) | successo commerciale |
sterili(c) | successo commerciale |
sterili(c) | totale | in quota Eni |
| Italia | 1,0 | 4,0 | 2,3 | |||||
| Resto d'Europa | 1,2 | 1,3 | 0,1 | 0,4 | 2,2 | 9,0 | 2,5 | |
| Africa Settentrionale | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 7,0 | 6,5 | ||
| Egitto | 2,5 | 5,4 | 5,5 | 0,8 | 3,3 | 4,8 | 7,0 | 4,9 |
| Africa Sub-sahariana | 2,9 | 0,3 | 0,1 | 1,1 | 0,6 | 2,9 | 28,0 | 14,1 |
| Kazakhstan | 6,0 | 1,1 | ||||||
| Resto dell'Asia | 0,9 | 3,4 | 11,0 | 5,0 | ||||
| America | 0,5 | 1,0 | 1,0 | 0,3 | 5,0 | 4,5 | ||
| Australia e Oceania | 1,0 | 0,3 | ||||||
| 7,6 | 7,0 | 6,2 | 6,2 | 4,9 | 14,6 | 78,0 | 41,2 |
| Pozzi completati(a) | Pozzi in progress | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2015 | 2017 | ||||||
| (numero) | produttivi | sterili(c) | produttivi | sterili(c) | produttivi | sterili(c) | totale | in quota Eni | |
| Italia | 2,6 | 4,0 | 6,0 | 1,0 | 1,0 | ||||
| Resto d'Europa | 2,7 | 0,2 | 5,6 | 10,2 | 0,1 | 5,0 | 0,8 | ||
| Africa Settentrionale | 5,1 | 6,2 | 0,7 | 4,5 | 10,0 | 5,5 | |||
| Egitto | 49,7 | 2,3 | 32,4 | 0,5 | 26,0 | 2,8 | 10,0 | 5,4 | |
| Africa Sub-Sahariana | 8,6 | 21,2 | 0,2 | 22,0 | 2,5 | 21,0 | 9,6 | ||
| Kazakhstan | 1,2 | 4,6 | 4,7 | 2,0 | 0,6 | ||||
| Resto dell'Asia | 15,0 | 0,2 | 31,6 | 0,5 | 29,7 | 5,9 | |||
| America | 3,1 | 9,9 | 1,3 | 17,4 | 0,1 | ||||
| Australia e Oceania | 0,5 | ||||||||
| 88,0 | 2,7 | 115,5 | 3,2 | 121,0 | 11,4 | 49,0 | 22,9 |
| 2017 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio | Gas naturale | |||||
| (numero) | totali | in quota Eni | totali | in quota Eni | ||
| Italia | 231,0 | 184,7 | 573,0 | 495,7 | ||
| Resto d'Europa | 378,0 | 65,0 | 177,0 | 92,2 | ||
| Africa Settentrionale | 687,0 | 284,5 | 90,0 | 48,9 | ||
| Egitto | 1.186,0 | 729,4 | 139,0 | 46,8 | ||
| Africa Sub-Sahariana | 2.786,0 | 585,7 | 330,0 | 29,1 | ||
| Kazakhstan | 205,0 | 55,6 | ||||
| Resto dell'Asia | 739,0 | 477,5 | 1.032,0 | 402,0 | ||
| America | 273,0 | 134,1 | 296,0 | 86,7 | ||
| Australia e Oceania | 7,0 | 3,8 | 18,0 | 3,8 | ||
| 6.492,0 | 2.520,3 | 2.655,0 | 1.205,2 |
(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 1.960 (716,2 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.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.619 | 1.897 | 1.056 | 3.888 | 681 | 911 | 932 | 3 | 10.987 | |
| - vendite a terzi | 481 | 3.184 | 2.128 | 547 | 713 | 291 | 96 | 168 | 7.608 | |
| Totale ricavi | 1.619 | 2.378 | 4.240 | 2.128 | 4.435 | 1.394 | 1.202 | 1.028 | 171 | 18.595 |
| Costi operativi | (337) | (687) | (504) | (314) | (986) | (396) | (206) | (312) | (48) | (3.790) |
| Imposte sulla produzione | (130) | (200) | (331) | (11) | (5) | (677) | ||||
| Costi di ricerca | (26) | (122) | (22) | (191) | (60) | (61) | (39) | (4) | (525) | |
| Ammortamenti e svalutazioni(b) | (465) | (838) | (679) | (767) | (2.063) | (289) | (765) | (577) | (59) | (6.502) |
| Altri (oneri) proventi | 1.563 | (141) | (162) | 690 | (716) | (221) | (84) | (342) | 2 | 589 |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
2.224 | 590 | 2.673 | 1.546 | 279 | 488 | 75 | (242) | 57 | 7.690 |
| Imposte sul risultato | (299) | (216) | (1.978) | (214) | (38) | (223) | (67) | (38) | (23) | (3.096) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
1.925 | 374 | 695 | 1.332 | 241 | 265 | 8 | (280) | 34 | 4.594 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | ||||||||||
| - vendite a terzi | 14 | 129 | 22 | 517 | 682 | |||||
| Totale ricavi | 14 | 129 | 22 | 517 | 682 | |||||
| Costi operativi | (8) | (37) | (9) | (40) | (94) | |||||
| Imposte sulla produzione | (2) | (8) | (146) | (156) | ||||||
| Costi di ricerca | (1) | (13) | (14) | |||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | (54) | (13) | (271) | (339) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (2) | (2) | 26 | 3 | (199) | (174) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività | ||||||||||
| di esplorazione e produzione di idrocarburi | (3) | 1 | 56 | (10) | (139) | (95) | ||||
| Imposte sul risultato Totale risultato delle attività |
(1) | (4) | (20) | (25) | ||||||
| di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(3) | 56 | (14) | (159) | (120) |
(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 dal partner a controllo statale in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil.
(b) Include riprese di valore nette per €158 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 1.217 | 1.673 | 932 | 9 | 3.178 | 252 | 1.027 | 833 | 4 | 9.125 |
| - vendite a terzi | 432 | 2.841 | 1.471 | 485 | 606 | 114 | 102 | 165 | 6.216 | |
| Totale ricavi | 1.217 | 2.105 | 3.773 | 1.480 | 3.663 | 858 | 1.141 | 935 | 169 | 15.341 |
| Costi operativi | (311) | (599) | (451) | (356) | (968) | (269) | (215) | (325) | (49) | (3.543) |
| Imposte sulla produzione | (96) | (176) | (282) | (17) | (5) | (576) | ||||
| Costi di ricerca | (35) | (40) | (45) | (42) | (142) | (39) | (28) | (3) | (374) | |
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (923) | (943) | (675) | (691) | (1.093) | (129) | (952) | (480) | (67) | (5.953) |
| Altri (oneri) proventi | (342) | (232) | (201) | (265) | (917) | (57) | (130) | (120) | (8) | (2.272) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(490) | 291 | 2.225 | 126 | 261 | 403 | (212) | (18) | 37 | 2.623 |
| Imposte sul risultato | 159 | (1) | (1.618) | (89) | 97 | (139) | 32 | (9) | (9) | (1.577) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
(331) | 290 | 607 | 37 | 358 | 264 | (180) | (27) | 28 | 1.046 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | ||||||||||
| - vendite a terzi | 15 | 36 | 493 | 544 | ||||||
| Totale ricavi | 15 | 36 | 493 | 544 | ||||||
| Costi operativi | (9) | (10) | (54) | (73) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (3) | (121) | (124) | |||||||
| Costi di ricerca | (13) | (13) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | (26) | (32) | (240) | (299) | |||||
| Altri (oneri) proventi | (3) | (1) | (26) | (16) | (25) | (71) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività | ||||||||||
| di esplorazione e produzione di idrocarburi | (3) | 1 | (52) | (35) | 53 | (36) | ||||
| Imposte sul risultato Totale risultato delle attività |
(2) | (6) | (162) | (170) | ||||||
| di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(3) | (1) | (52) | (41) | (109) | (206) | ||||
(a) Include riprese di valore nette per €700 milioni.
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Italia | Africa | Africa | America | e Oceania Australia |
Totale | ||||
| 2015 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 2.124 | 1.828 | 1.403 | 3.514 | 231 | 628 | 1.118 | 29 | 10.875 | |
| - vendite a terzi | 501 | 5.681 | 914 | 659 | 854 | 131 | 226 | 8.966 | ||
| Totale ricavi | 2.124 | 2.329 | 7.084 | 4.428 | 890 | 1.482 | 1.249 | 255 | 19.841 | |
| Costi operativi | (403) | (642) | (948) | (1.099) | (239) | (235) | (453) | (108) | (4.127) | |
| Imposte sulla produzione | (184) | (240) | (405) | (30) | (9) | (868) | ||||
| Costi di ricerca | (35) | (205) | (164) | (216) | (210) | (35) | (6) | (871) | ||
| Ammortamenti e svalutazioni(a) | (750) | (2.022) | (2.938) | (3.835) | (109) | (1.491) | (1.775) | (111) | (13.031) | |
| Altri (oneri) proventi | (215) | (142) | (564) | (290) | (156) | (282) | (9) | (23) | (1.681) | |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
537 | (682) | 2.230 | (1.417) | 386 | (766) | (1.023) | (2) | (737) | |
| Imposte sul risultato | (182) | 589 | (2.148) | 272 | (142) | 90 | 406 | (25) | (1.140) | |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate |
355 | (93) | 82 | (1.145) | 244 | (676) | (617) | (27) | (1.877) | |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Ricavi: | ||||||||||
| - vendite a imprese consolidate | ||||||||||
| - vendite a terzi | 19 | 68 | 248 | 335 | ||||||
| Totale ricavi | 19 | 68 | 248 | 335 | ||||||
| Costi operativi | (9) | (13) | (49) | (71) | ||||||
| Imposte sulla produzione | (3) | (82) | (85) | |||||||
| Costi di ricerca | (16) | (16) | ||||||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | (3) | (432) | (77) | (78) | (591) | ||||
| Altri (oneri) proventi | (3) | (1) | (35) | (6) | (48) | (93) | ||||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(4) | 3 | (467) | (44) | (9) | (521) | ||||
| Imposte sul risultato | (3) | 8 | (29) | (24) | ||||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate |
(4) | (467) | (36) | (38) | (545) |
(a) Include svalutazioni per €5,051 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 16.277 | 17.600 | 12.514 | 15.211 | 36.976 | 10.547 | 12.493 | 14.840 | 1.950 | 138.408 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili |
18 | 356 | 471 | 32 | 2.157 | 3 | 1.023 | 785 | 185 | 5.030 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
359 | 39 | 1.436 | 191 | 1.212 | 101 | 34 | 46 | 14 | 3.432 |
| Immobilizzazioni in corso | 681 | 345 | 2.050 | 1.297 | 2.679 | 1.417 | 421 | 280 | 124 | 9.294 |
| Costi capitalizzati lordi | 17.335 | 18.340 | 16.471 | 16.731 | 43.024 | 12.068 | 13.971 | 15.951 | 2.273 | 156.164 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (13.504) | (12.014) | (10.640) | (10.413) | (25.920) | (1.690) | (10.386) | (12.534) | (1.188) | (98.289) |
| Costi capitalizzati netti società consolidate(b) |
3.831 | 6.326 | 5.831 | 6.318 | 17.104 | 10.378 | 3.585 | 3.417 | 1.085 | 57.875 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve |
67 | 1.419 | 581 | 1.833 | 3.900 | |||||
| probabili e possibili | 4 | 85 | 89 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
7 | 6 | 13 | |||||||
| Immobilizzazioni in corso | 1 | 6 | 4 | 93 | 225 | 329 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 5 | 80 | 1.423 | 759 | 2.064 | 4.331 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (61) | (475) | (611) | (785) | (1.932) | |||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b) |
5 | 19 | 948 | 148 | 1.279 | 2.399 | ||||
| 2016 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve |
15.951 | 18.678 | 13.492 | 15.262 | 38.539 | 10.790 | 11.680 | 17.127 | 2.085 | 143.604 |
| probabili e possibili Attrezzature di supporto |
18 | 301 | 416 | 55 | 2.461 | 1 | 1.155 | 903 | 210 | 5.520 |
| e altre immobilizzazioni | 357 | 42 | 1.627 | 203 | 1.375 | 111 | 37 | 77 | 15 | 3.844 |
| Immobilizzazioni in corso | 724 | 242 | 2.347 | 1.828 | 5.117 | 2.565 | 2.248 | 317 | 134 | 15.522 |
| Costi capitalizzati lordi | 17.050 | 19.263 | 17.882 | 17.348 | 47.492 | 13.467 | 15.120 | 18.424 | 2.444 | 168.490 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (13.022) | (12.113) | (11.374) | (11.022) | (27.264) | (1.608) | (11.000) | (14.301) | (1.227) | (102.931) |
| Costi capitalizzati netti società consolidate(b) |
4.028 | 7.150 | 6.508 | 6.326 | 20.228 | 11.859 | 4.120 | 4.123 | 1.217 | 65.559 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Attività relative a riserve certe | 2 | 82 | 14 | 657 | 2.037 | 2.792 | ||||
| Attività relative a riserve probabili e possibili |
15 | 96 | 111 | |||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni |
8 | 7 | 15 | |||||||
| Immobilizzazioni in corso | 9 | 5 | 1.596 | 24 | 253 | 1.887 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 26 | 95 | 1.610 | 777 | 2.297 | 4.805 | ||||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (20) | (72) | (482) | (682) | (602) | (1.858) | ||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b) |
6 | 23 | 1.128 | 95 | 1.695 | 2.947 |
(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 €969 milioni nel 2017 e per €1,090 milioni nel 2016 per le società consolidate e per €78 milioni nel 2017 e €95 milioni nel 2016 per le società in joint venture e collegate.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | |||||||||||
| Società consolidate | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | 5 | 5 | |||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||||
| Costi di ricerca | 31 | 242 | 77 | 110 | 65 | 3 | 76 | 106 | 5 | 715 | |
| Costi di sviluppo(b) | 251 | 364 | 785 | 3.041 | 1.939 | 246 | 714 | 292 | 14 | 7.646 | |
| Totale costi sostenuti | |||||||||||
| società consolidate Società in joint venture e collegate |
282 | 606 | 862 | 3.151 | 2.009 | 249 | 790 | 398 | 19 | 8.366 | |
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||||
| Costi di ricerca | 1 | 90 | 91 | ||||||||
| Costi di sviluppo(c) | 2 | 9 | 4 | 48 | 63 | ||||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
1 | 2 | 9 | 94 | 48 | 154 | |||||
| 2016 | |||||||||||
| Società consolidate | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
2 | 2 | |||||||||
| Costi di ricerca | 27 | 51 | 58 | 306 | 70 | 80 | 26 | 3 | 621 | ||
| Costi di sviluppo(b) | 387 | 437 | 694 | 1.752 | 2.019 | 651 | 1.232 | (5) | 1 | 7.168 | |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
414 | 488 | 752 | 2.060 | 2.089 | 651 | 1.312 | 21 | 4 | 7.791 | |
| Società in joint venture e collegate |
|||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||||
| Costi di ricerca | 1 | 13 | 14 | ||||||||
| Costi di sviluppo(c) | 1 | 28 | 12 | 95 | 136 | ||||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
1 | 1 | 28 | 25 | 95 | 150 | |||||
| 2015 | |||||||||||
| Società consolidate | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||||
| Costi di ricerca | 28 | 176 | 289 | 196 | 71 | 54 | 6 | 820 | |||
| Costi di sviluppo(b) | 207 | 1.006 | 1.574 | 2.957 | 819 | 1.332 | 745 | 18 | 8.658 | ||
| Totale costi sostenuti società consolidate |
235 | 1.182 | 1.863 | 3.153 | 819 | 1.403 | 799 | 24 | 9.478 | ||
| Società in joint venture e collegate |
|||||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||||
| Acquisizioni di riserve | |||||||||||
| probabili e possibili | |||||||||||
| Costi di ricerca | 1 | 14 | 1 | 16 | |||||||
| Costi di sviluppo(c) | 1 | 1 | 112 | 35 | 554 | 703 | |||||
| Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate |
2 | 1 | 112 | 49 | 555 | 719 |
(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 costi relativi all'abbandono delle attività per €355 milioni nel 2017, decrementi per €665 milioni nel 2016 e decrementi per €817 milioni nel 2015. (c) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €23 milioni nel 2017, decrementi per €15 milioni nel 2016 e costi per €54 milioni nel 2015.
2017
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2017 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 14.339 | 19.507 | 31.793 | 29.156 | 41.136 | 30.263 | 11.826 | 6.205 | 2.593 | 186.818 |
| Costi futuri di produzione | (5.091) | (5.711) | (6.677) | (6.153) | (14.790) | (6.992) | (3.653) | (2.351) | (590) | (52.008) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.943) | (5.483) | (4.350) | (4.496) | (6.522) | (2.787) | (3.694) | (1.011) | (318) | (32.604) |
| Flusso di cassa netto futuro | ||||||||||
| prima delle imposte sul reddito | 5.305 | 8.313 | 20.766 | 18.507 | 19.824 | 20.484 | 4.479 | 2.843 | 1.685 | 102.206 |
| Imposte su reddito future | (859) | (4.490) | (10.836) | (5.709) | (6.418) | (3.970) | (757) | (699) | (303) | (34.041) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
4.446 | 3.823 | 9.930 | 12.798 | 13.406 | 16.514 | 3.722 | 2.144 | 1.382 | 68.165 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (1.633) | (1.050) | (4.566) | (6.698) | (5.430) | (9.172) | (1.239) | (777) | (607) | (31.172) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
2.813 | 2.773 | 5.364 | 6.100 | 7.976 | 7.342 | 2.483 | 1.367 | 775 | 36.993 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 245 | 2.062 | 11 | 10.797 | 13.115 | |||||
| Costi futuri di produzione | (119) | (930) | (6) | (3.291) | (4.346) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (1) | (66) | (535) | (602) | ||||||
| Flusso di cassa netto futuro | ||||||||||
| prima delle imposte sul reddito | 125 | 1.066 | 5 | 6.971 | 8.167 | |||||
| Imposte su reddito future | (21) | (57) | (1) | (2.459) | (2.538) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
104 | 1.009 | 4 | 4.512 | 5.629 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (50) | (471) | (2.475) | (2.996) | ||||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
54 | 538 | 4 | 2.037 | 2.633 | |||||
| Totale | 2.813 | 2.773 | 5.418 | 6.100 | 8.514 | 7.342 | 2.487 | 3.404 | 775 | 39.626 |
(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 trascorso. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati 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&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.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Egitto | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2016 | ||||||||||
| Società consolidate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 9.627 | 12.898 | 30.847 | 33.524 | 38.271 | 26.903 | 12.263 | 5.789 | 2.815 | 172.937 |
| Costi futuri di produzione | (4.136) | (5.240) | (7.481) | (7.927) | (13.913) | (9.247) | (3.498) | (2.935) | (658) | (55.035) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (3.641) | (3.575) | (5.904) | (6.981) | (9.392) | (3.268) | (5.047) | (1.313) | (270) | (39.391) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
1.850 | 4.083 | 17.462 | 18.616 | 14.966 | 14.388 | 3.718 | 1.541 | 1.887 | 78.511 |
| Imposte su reddito future | (237) | (1.308) | (9.253) | (5.941) | (4.525) | (2.596) | (953) | (298) | (341) | (25.452) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
1.613 | 2.775 | 8.209 | 12.675 | 10.441 | 11.792 | 2.765 | 1.243 | 1.546 | 53.059 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(241) | (365) | (4.060) | (8.055) | (4.594) | (6.536) | (1.266) | (501) | (724) | (26.342) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
1.372 | 2.410 | 4.149 | 4.620 | 5.847 | 5.256 | 1.499 | 742 | 822 | 26.717 |
| Società in joint venture e collegate | ||||||||||
| Entrate di cassa future | 259 | 2.429 | 33 | 16.430 | 19.151 | |||||
| Costi futuri di produzione | (143) | (974) | (20) | (4.614) | (5.751) | |||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (1) | (64) | (1.186) | (1.251) | ||||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
115 | 1.391 | 13 | 10.630 | 12.149 | |||||
| Imposte su reddito future | (21) | (115) | (4) | (3.667) | (3.807) | |||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
94 | 1.276 | 9 | 6.963 | 8.342 | |||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(46) | (734) | (4.441) | (5.221) | ||||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
48 | 542 | 9 | 2.522 | 3.121 | |||||
| Totale | 1.372 | 2.410 | 4.197 | 4.620 | 6.389 | 5.256 | 1.508 | 3.264 | 822 | 29.838 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2015 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 16.760 | 18.692 | 58.390 | 44.114 | 34.589 | 13.027 | 8.101 | 3.519 | 197.192 |
| Costi futuri di produzione | (4.995) | (5.554) | (13.481) | (14.645) | (8.846) | (4.585) | (3.091) | (804) | (56.001) |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (4.299) | (4.379) | (9.457) | (9.359) | (4.108) | (4.964) | (1.644) | (218) | (38.428) |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
7.466 | 8.759 | 35.452 | 20.110 | 21.635 | 3.478 | 3.366 | 2.497 | 102.763 |
| Imposte su reddito future | (1.657) | (4.349) | (17.195) | (8.222) | (4.682) | (1.230) | (933) | (604) | (38.872) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
5.809 | 4.410 | 18.257 | 11.888 | 16.953 | 2.248 | 2.433 | 1.893 | 63.891 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (2.077) | (817) | (7.844) | (4.976) | (10.561) | (1.276) | (970) | (901) | (29.422) |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
3.732 | 3.593 | 10.413 | 6.912 | 6.392 | 972 | 1.463 | 992 | 34.469 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 313 | 3.047 | 85 | 18.519 | 21.964 | ||||
| Costi futuri di produzione | (177) | (1.021) | (32) | (5.370) | (6.600) | ||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono | (5) | (95) | (22) | (2.118) | (2.240) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
131 | 1.931 | 31 | 11.031 | 13.124 | ||||
| Imposte su reddito future | (8) | (251) | (10) | (4.088) | (4.357) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
123 | 1.680 | 21 | 6.943 | 8.767 | ||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% | (70) | (1.016) | (2) | (4.358) | (5.446) | ||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
53 | 664 | 19 | 2.585 | 3.321 | ||||
| Totale | 3.732 | 3.593 | 10.466 | 7.576 | 6.392 | 991 | 4.048 | 992 | 37.790 |
| consolidate Società |
in joint venture e collegate Società |
Totale | |
|---|---|---|---|
| (€ milioni) 2017 |
|||
| Valore al 31 dicembre 2016 | 26.717 | 3.121 | 29.838 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (14.125) | (432) | (14.557) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | 23.940 | 1.482 | 25.422 |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.697 | 1.697 | |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (2.817) | 495 | (2.322) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 7.203 | 45 | 7.248 |
| - revisioni delle quantità stimate | 5.269 | (2.285) | 2.984 |
| - effetto dell'attualizzazione | 3.864 | 438 | 4.302 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | (6.498) | 238 | (6.260) |
| - acquisizioni di riserve | 10 | 10 | |
| - cessioni di riserve | (2.995) | (2.995) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | (5.272) | (469) | (5.741) |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | 10.276 | (488) | 9.788 |
| Valore al 31 dicembre 2017 | 36.993 | 2.633 | 39.626 |
| 2016 | |||
| Valore al 31 dicembre 2015 | 34.469 | 3.321 | 37.790 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (11.222) | (347) | (11.569) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (24.727) | (1.586) | (26.313) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 4.563 | 4.563 | |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (2.357) | 650 | (1.707) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 7.578 | 151 | 7.729 |
| - revisioni delle quantità stimate | 2.840 | (131) | 2.709 |
| - effetto dell'attualizzazione | 5.705 | 514 | 6.219 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 9.200 | 386 | 9.586 |
| - acquisizioni di riserve | |||
| - cessioni di riserve | |||
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 668 | 163 | 831 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (7.752) | (200) | (7.952) |
| Valore al 31 dicembre 2016 | 26.717 | 3.121 | 29.838 |
| 2015 | |||
| Valore al 31 dicembre 2014 | 56.035 | 3.558 | 59.593 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (14.846) | (179) | (15.025) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (70.909) | (2.858) | (73.767) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 524 | 524 | |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (1.711) | (241) | (1.952) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 8.960 | 604 | 9.564 |
| - revisioni delle quantità stimate | 12.322 | 915 | 13.237 |
| - effetto dell'attualizzazione | 11.288 | 629 | 11.917 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 29.530 | 530 | 30.060 |
| - acquisizioni di riserve | |||
| - cessioni di riserve | (114) | (114) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 3.390 | 363 | 3.753 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (21.566) | (237) | (21.803) |
| Valore al 31 dicembre 2015 | 34.469 | 3.321 | 37.790 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Acquisto di riserve proved e unproved | 5 | 2 | |
| Egitto | 2 | ||
| Africa Sub-Sahariana | 5 | ||
| Esplorazione | 442 | 417 | 566 |
| Italia | 5 | ||
| Resto d'Europa | 186 | 11 | 133 |
| Africa Settentrionale | 55 | 42 | 64 |
| Egitto | 70 | 270 | 168 |
| Africa Sub-Sahariana | 25 | 30 | 157 |
| Kazakhstan | 3 | ||
| Resto dell'Asia | 20 | 57 | 15 |
| America | 76 | 7 | 29 |
| Australia e Oceania | 2 | ||
| Sviluppo | 7.236 | 7.770 | 9.341 |
| Italia | 260 | 407 | 679 |
| Resto d'Europa | 399 | 590 | 1.264 |
| Africa Settentrionale | 626 | 747 | 641 |
| Egitto | 3.030 | 1.700 | 929 |
| Africa Sub-Sahariana | 1.852 | 2.176 | 2.998 |
| Kazakhstan | 197 | 707 | 835 |
| Resto dell'Asia | 666 | 1.213 | 1.333 |
| America | 195 | 220 | 637 |
| Australia e Oceania | 11 | 10 | 25 |
| Altro | 56 | 65 | 73 |
| 7.739 | 8.254 | 9.980 |
€214 milioni, miglior risultato degli ultimi sette anni con un incremento di €604 milioni rispetto al 2016.
L'attività di approvvigionamento è attività libera, non soggetta a re-
golamentazione. 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. Negli ultimi anni sono stati rinegoziati alcuni dei principali contratti di approvvigionamento gas a lungo termine, ottenendo un miglior allineamento dei livelli e delle dinamiche dei prezzi alle mutate condizioni di mercato. Il 90% del portafoglio di approvvigionamento gas risulta caratterizzato da formule prezzo con indice hub. 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 definite sulla base di contratti di approvvigionamento di lungo termine o forniture dell'attività upstream Eni, e dall'accesso ai mercati spot dell'Europa continentale.
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle societa consolidate sono stati di 78,28 miliardi di metri cubi in riduzione di 4,36 miliardi di metri cubi, pari al -5,3%, rispetto al 2016. I volumi di gas approvvigionati all'estero (73,23 miliardi di metri cubi dalle societa consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa il 94% del totale, sono diminuiti rispetto al 2016 (-3,41 miliardi di metri cubi; -4,4%) per effetto dei minori volumi approvvigionati nei Paesi Bassi (-4,40 miliardi di metri cubi) a seguito della termination di un contratto d'acquisto, in Qatar
(-0,92 miliardi di metri cubi) e in Norvegia (-0,70 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati nel Regno Unito (+0,28 miliardi di metri cubi) ed Algeria (+0,28 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (5,05 miliardi di metri cubi) sono in calo del 15,8% rispetto al periodo di confronto per effetto di minori forniture equity.
Eni è presente in tutte le fasi della catena del valore del gas: approvvigionamento, trading e marketing di gas naturale e GNL, nonché nelle attività di generazione e vendita di energia elettrica. 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, un'ampia base clienti, accesso alle infrastrutture, know-how e relazioni di lungo termine con i Paesi produttori. L'integrazione con le attività upstream consente inoltre al settore Gas & Power di Eni di cogliere le opportunità di crescita nel mercato gas e di valorizzare le riserve di gas equity.
(*) Inclusi gli autoconsumi.
Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualita dei servizi e selezionare le offerte piu adatte alle proprie esigenze di consumo. Eni rifornisce 8,8 milioni di clienti in Italia ed in Europa. In particolare sono 7,7 milioni i clienti tra famiglie, professionisti, piccole e medie imprese ed enti pubblici dislocati su tutto il territorio nazionale.
In un contesto di mercato caratterizzato da un lieve recupero della domanda nel 2017 (+6% e +4% i consumi nazionali e nell'Unione Europea rispetto al 2016, rispettivamente) ma ancora depresso e caratterizzato dalla crescente pressione competitiva, Eni ha posto in essere una serie di operazioni (rinegoziazioni di contratti di fornitura, azioni di efficienza e di ottimizzazione) atte a preservare la redditività del business.
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Volumi venduti |
Quota di mercato (%) |
Volumi venduti |
Quota di mercato (%) |
Var. % 2017 vs. 2016 |
|
| Italia a terzi | 31,25 | 41,6 | 32,33 | 45,6 | (3,3) |
| Grossisti | 8,36 | 7,93 | 5,4 | ||
| PSV e borsa | 10,81 | 12,98 | (16,7) | ||
| Industriali | 4,42 | 4,54 | (2,6) | ||
| PMI e terziario | 0,93 | 1,72 | (45,9) | ||
| Termoelettrici | 2,22 | 0,77 | |||
| Residenziali | 4,51 | 4,39 | 2,7 | ||
| Autoconsumi | 6,18 | 6,10 | 1,3 | ||
| TOTALE ITALIA | 37,43 | 49,8 | 38,43 | 54,2 | |
| Domanda Gas(a) | 75,15 | 70,91 | 6,0 |
(a) Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico.
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ITALIA | 37,43 | 38,43 | 38,44 |
| Grossisti | 8,36 | 7,93 | 4,19 |
| PSV e borsa | 10,81 | 12,98 | 16,35 |
| Industriali | 4,42 | 4,54 | 4,66 |
| PMI e terziario | 0,93 | 1,72 | 1,58 |
| Termoelettrici | 2,22 | 0,77 | 0,88 |
| Residenziali | 4,51 | 4,39 | 4,90 |
| Autoconsumi | 6,18 | 6,10 | 5,88 |
| VENDITE INTERNAZIONALI | 43,40 | 47,88 | 49,28 |
| Resto d'Europa | 38,23 | 42,43 | 42,89 |
| Importatori in Italia | 3,89 | 4,37 | 4,61 |
| Mercati europei | 34,34 | 38,06 | 38,28 |
| Penisola Iberica | 5,06 | 5,28 | 5,40 |
| Germania/Austria | 6,95 | 7,81 | 5,82 |
| Benelux | 5,06 | 7,03 | 7,94 |
| Ungheria | 0,93 | 1,58 | |
| Regno Unito | 2,21 | 2,01 | 1,96 |
| Turchia | 8,03 | 6,55 | 7,76 |
| Francia | 6,38 | 7,42 | 7,11 |
| Altro | 0,65 | 1,03 | 0,71 |
| Mercati extra europei | 5,17 | 5,45 | 6,39 |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 80,83 | 86,31 | 87,72 |
Di seguito è descritta la presenza Eni nei principali mercati europei.
In linea con la razionalizzazione del portafoglio delle attività retail Gas&Power, Eni ha perfezionato la cessione a Eneco delle attività gas&power retail in Belgio relative a circa 850.000 punti di allacciamento di energia elettrica e gas con una quota di mercato di circa il 10%. Nel 2017, le vendite Eni di gas naturale nel Benelux ai segmenti industriali, grossista, termoelettrico e retail ammontano a 5,06 miliardi di metri cubi, in diminuzione di 1,97 miliardi di metri (pari al 28%) per minori vendite spot.
Eni è presente in Francia in tutti i segmenti di mercato attraverso le proprie strutture commerciali dirette e la società Eni Gas & Power
Eni è presente nel mercato tedesco del gas naturale attraverso una struttura commerciale diretta. Complessivamente, nel 2017 Eni ha venduto 6,95 miliardi di metri cubi di gas nei mercati di Germania e Austria con un decremento di 0,86 miliardi di metri cubi, pari all'11% rispetto all'anno precedente.
Eni è presente nel mercato spagnolo del gas naturale attraverso la joint venture Unión Fenosa Gas ("UFG" - Eni 50%), attiva nell'approvvigionamento e nella vendita di gas naturale ai clienti del settore industriale, grossisti e termoelettrico. Nel 2017 le vendite di gas di UFG in Europa sono state di 3,92 miliardi di metri cubi (1,96 miliardi in quota Eni). UFG partecipa con l'80% nell'impianto di liquefazione di Damietta sulla costa egiziana, nonché con il 7,36% a un impianto di liquefazione in Oman. Nel 2017, le vendite in Spagna di Eni sono state 5,06 miliardi di metri cubi, in calo di 0,22 miliardi di metri cubi (- 4,2%).
Eni commercializza gas naturale di provenienza russa trasportato attraverso il gasdotto Blue Stream. Nel 2017, le vendite sono state di 8,03 miliardi di metri cubi di gas, con un incremento di 1,48 miliardi di metri cubi, pari al 22,6% rispetto al 2016 per effetto dei maggiori ritiri effettuati da Botas.
Eni commercializza nel Regno Unito gas naturale attraverso la consociata ETS 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 2017, le vendite Eni sono state di 2,21 miliardi di metri cubi con un aumento pari al 10% rispetto all'anno precedente.
Eni è presente in tutte le fasi della filiera del GNL: liquefazione, gas feeding, shipping, rigassificazione e vendita attraverso una presenza diretta e tramite società collegate e joint venture. Il business del GNL ha registrato una buona redditività sfruttando la crescente richiesta energetica in Asia. Nei prossimi anni Eni intende aumentare i volumi commercializzati nei mercati a premio dirottando le disponibilità attraverso l'ottimizzazione del portafoglio e una sempre maggior integrazione con l'upstream.
Le vendite di GNL (14,2 miliardi di metri cubi) sono in aumento rispetto al 2016 (+1,8 miliardi di metri cubi) grazie ai maggiori volumi presso i terminali Exploration & Production in Angola ed Indonesia a seguito dei ramp-up e start-up produttivi, confermando il successo del modello operativo Eni basato sullo sviluppo integrato dei progetti nei settori upstream e mid-downstream.
Le vendite di GNL del settore Gas & Power (8,3 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dal Qatar, Nigeria, Oman, Indonesia ed Algeria e commercializzato principalmente in Europa, Far East, Kuwait, India ed Egitto.
La tecnologia del ciclo combinato con alimentazione a gas naturale (CCGT) impiegata da Eni consente di ottenere elevati livelli di ecienza e un basso impatto ambientale. Eni stima che, su una produzione di energia elettrica e vapore di 24,1 TWh equivalenti, l'adozione della tecnologia CCGT consente oggi di ridurre le emissioni di anidride carbonica di circa 5 milioni di tonnellate rispetto alle emissioni di centrali termoelettriche convenzionali. Eni dispone di impianti fotovoltaici diusi nel territorio italiano, con una capacità installata pari a 10 MW.
Eni produce energia elettrica presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Brindisi, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2017, la potenza installata in esercizio è di 4,7 gigawatt (invariata rispetto al 31 dicembre 2016). Nel 2017, la produzione di energia elettrica è stata di 22,42 TWh, in aumento di 0,64 TWh rispetto al 2016, pari al +2,9%.
A completamento della produzione, Eni ha acquistato 12,91 TWh di energia elettrica (-15,5% rispetto al 2016) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.
Le vendite di energia elettrica (35,33 TWh) in flessione del 4,6% rispetto al 2016 sono state destinate ai clienti del mercato libero (75%), borsa elettrica (15%), siti industriali (8%) e altro (2%). La riduzione di 0,96 TWh nel mercato libero pari a -3,5%, è riconducibile alle minori vendite al middle market (-2,69 TWh), ai grossisti (-2,35 TWh), al residenziale (-0,92 TWh) e alle PMI (-0,46 TWh), solo in parte compensate dall'aumento dei volumi destinati ai clienti large (+5,46 TWh).
Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su di un sistema di gasdotti europei e nord africani 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. Inoltre Eni partecipa al capitale di società che operano i gasdotti o ne gestiscono i diritti di trasporto. Di seguito viene fornita una descrizione dei principali gasdotti attualmente partecipati o operati da Eni:
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 5,05 | 6,00 | 6,73 | |
| Estero | ||||
| Russia | 28,09 | 27,99 | 30,33 | |
| Algeria (incluso il GNL) | 13,18 | 12,90 | 6,05 | |
| Libia | 4,76 | 4,87 | 7,25 | |
| Paesi Bassi | 5,20 | 9,60 | 11,73 | |
| Norvegia | 7,48 | 8,18 | 8,40 | |
| Regno Unito | 2,36 | 2,08 | 2,35 | |
| Ungheria | 0,04 | 0,02 | 0,21 | |
| Qatar (GNL) | 2,36 | 3,28 | 3,11 | |
| Altri acquisti di gas naturale | 6,71 | 5,81 | 7,21 | |
| Altri acquisti di GNL | 3,05 | 1,91 | 2,02 | |
| 73,23 | 76,64 | 78,66 | ||
| Totale approvvigionamenti delle società consolidate | 78,28 | 82,64 | 85,39 | |
| Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio | 0,31 | 1,40 | ||
| Perdite di rete, differenze di misura e altre variazioni | (0,45) | (0,21) | (0,34) | |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE | 78,14 | 83,83 | 85,05 | |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ COLLEGATE | 2,69 | 2,48 | 2,67 | |
| TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA | 80,83 | 86,31 | 87,72 |
| (miliardi di metri cubi) 2017 |
2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|
| Vendite delle società consolidate | 77,52 | 83,34 | 84,94 |
| Italia (inclusi autoconsumi) | 37,43 | 38,43 | 38,44 |
| Resto d'Europa | 36,10 | 40,52 | 41,14 |
| Extra Europa | 3,99 | 4,39 | 5,36 |
| Vendite delle società collegate (quota Eni) | 3,31 | 2,97 | 2,78 |
| Resto d'Europa | 2,13 | 1,91 | 1,75 |
| Extra Europa | 1,18 | 1,06 | 1,03 |
| Totale vendite gas mondo | 80,83 | 86,31 | 87,72 |
| (miliardi di metri cubi) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Vendite G&P | 8,3 | 8,1 | 9,0 | |
| Europa | 5,2 | 5,2 | 4,8 | |
| Extra Europa | 3,1 | 2,9 | 4,2 | |
| Vendite E&P | 5,9 | 4,3 | 4,5 | |
| Terminali: | ||||
| Soyo (Angola) | 0,7 | 0,1 | ||
| Bontang (Indonesia) | 1,3 | 0,4 | 0,5 | |
| Point Fortin (Trinidad e Tobago) | 0,6 | 0,7 | 0,7 | |
| Bonny (Nigeria) | 2,9 | 2,6 | 2,8 | |
| Darwin (Australia) | 0,4 | 0,5 | 0,5 | |
| Totale vendite di GNL | 14,2 | 12,4 | 13,5 |
| (terawattora) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Mercato libero | 26,53 | 27,49 | 25,90 |
| Borsa elettrica | 5,21 | 5,64 | 5,09 |
| Siti | 3,01 | 3,11 | 3,23 |
| Altro(a) | 0,58 | 0,81 | 0,66 |
| Vendite di energia elettrica | 35,33 | 37,05 | 34,88 |
| Produzione di energia elettrica | 22,42 | 21,78 | 20,69 |
| Acquisti di energia elettrica(a) | 12,91 | 15,27 | 14,19 |
(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).
| Capacità installata(a) | Entrata | |||
|---|---|---|---|---|
| al 31/12/2017 (MW) | in esercizio | Tecnologia | Alimentazione | |
| Brindisi | 1.321 | 2006 | CCGT | Gas |
| Ferrera Erbognone | 1.030 | 2004 | CCGT | Gas/syngas |
| Mantova | 836 | 2005 | CCGT | Gas |
| Ravenna | 972 | 2004 | CCGT | Gas |
| Ferrara(b) | 429 | 2008 | CCGT | Gas |
| Bolgiano | 64 | 2012 | Centrale elettrica | Gas |
| Impianti fotovoltaici | 10 | 2011-2014 | Fotovoltaico | Fotovoltaico |
| 4.662 |
(a) Capacità disponibile a conclusione delle attività di smantellamento.
(b) Capacità in quota Eni.
| 2017 | 2016 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Acquisti | ||||
| Gas naturale | (milioni di metri cubi) | 4.359 | 4.334 | 4.270 |
| Altri combustibili | (migliaia di tep) | 392 | 360 | 313 |
| Produzioni | ||||
| Produzione di energia elettrica | (terawattora) | 22,42 | 21,78 | 20,69 |
| Produzione di vapore | (migliaia di tonnelate) | 7.551 | 7.974 | 9.318 |
| Capacità installata (in esercizio) | (GW) | 4,7 | 4,7 | 4,9 |
| Tratta | Linee (n.) |
Lunghezza complessiva (km) |
Diametro (pollici) |
Capacità di trasporto(a) (mld mc/a) |
Capacità di transito(b) (mld mc/a) |
Stazioni di compressione (n.) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| TTPC (Oued Saf Saf-Cap Bon) | 2 linee da 370 km | 740 | 48 | 34,3 | 33,2 | 5 |
| TMPC (Cap Bon-Mazara del Vallo) | 5 linee da 155 km | 775 | 20/26 | 33,5 | 33,5 | |
| Greenstream (Mellitah-Gela) | 1 linea da 520 km | 520 | 32 | 8,0 | 8,0 | 1 |
| Blue Stream (Beregovaya-Samsun) | 2 linee da 387 km | 774 | 24 | 16,0 | 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.
(b) È la massima portata provenienete dai vari punti di immissione del gasdotto e trasportata fino alla struttura di trasporto immediatamente a valle.
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 99 | 73 | 100 |
| Estero | 43 | 47 | 54 |
| 142 | 120 | 154 | |
| Mercato | 138 | 110 | 138 |
| Mercato | 102 | 69 | 69 |
| Italia | 63 | 32 | 31 |
| Estero | 39 | 37 | 38 |
| Generazione elettrica | 36 | 41 | 69 |
| Trasporto internazionale | 4 | 10 | 16 |
| 142 | 120 | 154 |
Il business Refining & Marketing ha registrato l'utile operativo adjusted di €531 milioni, risultato migliore degli ultimi otto anni. L'incremento del 91% ha beneficiato principalmente delle azioni di riassetto del sistema di raffinazione Eni eseguite negli ultimi anni che hanno consentito di ridurre il margine break-even 2017 al di sotto dei 4 \$/barile. Positiva anche la performance del business commerciale per effetto delle politiche commerciali che hanno favorito i segmenti premium.
La Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €460 milioni (+51%) rispetto al 2016 che chiudeva con un utile di €305 milioni, rappresentando la miglior performance della storia recente della chimica Eni grazie al positivo andamento dello scenario e ai benefici da azioni di ottimizzazione impiantistica.
● Le vendite rete nel resto d'Europa (2,53 milioni di tonnellate) sono diminuite del 4,9% rispetto al 2016 per effetto essenzialmente della cessione delle attività in Ungheria e Slovenia nel secondo semestre 2016. A parità di perimetro, escludendo l'effetto delle citate cessioni, le vendite aumentano dell'1,1% per effetto dei maggiori volumi commercializzati in Austria e Germania.
● Le vendite dei prodotti petrolchimici di 3,71 milioni di tonnellate hanno evidenziato un leggero calo (-1,3% rispetto al 2016) in un contesto di mercato caratterizzato da consumi stagnanti. In aumento le vendite nel segmento dei polimeri, compensate dalla riduzione nelle altre linee di business.
Valorizzato il know-how della raffinazione attraverso due accordi di licensing con le società cinesi Sinopec e Zhejiang Petrochemicals per l'utilizzo della tecnologia di conversione Eni Slurry Technology (EST). L'accordo con Sinopec prevede la definizione da parte di Eni del progetto di ingegneria di base relativo alla costruzione di un impianto di raffinazione basato sulla stessa tecnologia (EST) e in grado di convertire completamente i residui di raffinazione in prodotti leggeri di elevata qualità, azzerando la produzione di residui pesanti di raffinazione sia liquidi sia solidi, con significativi vantaggi ambientali. Il contratto firmato nel marzo 2018 con Zhejiang Petrochemicals prevede la costruzione di due linee produttive con tecnologia EST, ciascuna con una capacità di raffinazione prevista di 3 milioni di tonnellate annue, nell'ambito della realizzazione di una nuova raffineria con capacità di 40 milioni di tonnellate annue, prevista in avvio nel 2020. L'accordo prevede inoltre il Process Design Package relativo agli impianti, il training, l'assistenza tecnica, i Proprietary Equipment e la vendita del catalizzatore.
Progressi nel progetto di riconversione della raffineria di Gela il cui completamento è previsto entro il 2018. Le caratteristiche dell'impianto consentiranno la produzione di green diesel nel rispetto dei recenti vincoli normativi in termini di riduzione delle emissioni di GHG su tutta la filiera e l'impiego dell'intera capacità nel processare materie prime di seconda generazione.
Firmato un accordo di partnership strategica tra Versalis e Bridgestone per lo sviluppo di una piattaforma tecnologica per la commercializzazione del guayule nei settori agronomici, della gomma sostenibile e dei prodotti chimici da rinnovabili. La partnership coniuga le competenze di Versalis nella ricerca sul guayule, nello sviluppo dell'ingegneria di processo e del mercato di prodotti da fonti rinnovabili su scala commerciale con la leadership di Bridgestone nella coltivazione e nella tecnologia di produzione del guayule. Avviati nel novembre 2017, in un tempo record di 26 mesi, gli impianti per la produzione degli elastomeri di Lotte Versalis Elastomers (LVE), joint venture paritetica Versalis-Lotte Chemical. Il complesso industriale è costituito da tre impianti con una capacità complessiva di 200 mila tonnellate/anno per la produzione di elastomeri per pneumatici ed altri componenti del settore automotive.
(milioni di tonnellate)
Eni è attiva nel settore della raffinazione in Italia e in Germania. Inoltre, in Italia, Eni ha convertito l'ex raffineria di Venezia in green refinery (primo esempio al mondo di trasformazione in bioraffineria) e ha avviato il progetto di riconversione green anche presso il sito industriale dell'ex raffineria di Gela.
Nel 2017, la capacità bilanciata del sistema di raffinazione Eni è stata di circa 27,4 milioni di tonnellate (548 mila barili/giorno) con un indice di conversione del 54%.
La capacità bilanciata delle raffinerie di proprietà è stata di 19,4 milioni di tonnellate (388 mila barili/giorno), con un indice di conversione del 55%.
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2017 sono state di 24,02 milioni di tonnellate in riduzione del 2% rispetto al corrispondente periodo del 2016 (-0,5 milioni di tonnellate) a causa dell'indisponibilita di alcuni impianti a Sannazzaro e alla fermata di Taranto, solo in parte compensati dalle migliori performance di Milazzo e Livorno.
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.
| Quota di partecipazione |
Capacità di raffinazione bilanciata (quota Eni) |
Tasso di utilizzo della capacità bilanciata (quota Eni) |
Conversione equivalente(a) |
Cracking catalitico a letto fluido - FCC(b) |
Residue | Conversion(b) Hydrocracking(b) | Visbreaking/ Thermal Cracking(b) |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (%) | (mgl bl/g) | (%) | (%) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | (mgl bl/g) | |
| Raffinerie di proprietà | 388 | 83 | 55 | 34 | 40 | 71 | 29 | |
| Italia | ||||||||
| Sannazzaro | 100 | 200 | 83 | 73 | 34 | 14 | 51 | 29 |
| Taranto | 100 | 104 | 68 | 56 | 26 | 20 | ||
| Livorno | 100 | 84 | 99 | 11 | ||||
| Raffinerie partecipate | 160 | 104 | 52 | 143 | 25 | 75 | 27 | |
| Italia | ||||||||
| Milazzo | 50 | 100 | 109 | 60 | 45 | 25 | 32 | |
| Germania | ||||||||
| Vohburg/Neustadt (Bayernoil) | 20 | 41 | 93 | 36 | 49 | 43 | ||
| Schwedt | 8,33 | 19 | 102 | 42 | 49 | 27 | ||
| TOTALE RAFFINERIE | 548 | 89 | 54 | 177 | 65 | 146 | 56 |
(a) Conversione equivalente: capacità equivalente cracking catalitico/capacità topping (% wt).
(b) Le capacità degli impianti di conversione sono al 100%.
Sannazzaro: ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 200 mila barili/giorno e un indice di conversione del 73%. 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 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) e l'unità di conversione termica 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. Infine, nel 2013, è stato avviato il primo impianto di conversione basato sulla tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) per la produzione a partire da greggi pesanti (vacuum e visbreaking tar), di nafta e distillati medi pregiati (in particolare gasolio) con un fattore di conversione del 95%.
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 in Basilicata (Eni 60,77%) collegati a Taranto attraverso un oleodotto. La raffineria è dotata di un'unità di topping-vacuum, un impianto di hydrocraking, 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-asphanting 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. 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) e di un'unità di trattamento dei residui (LC-Finer).
In Germania, Eni possiede una partecipazione dell'8,33% nella raffineria di Schwedt 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.
| Quota di partecipazione |
Capacità (2017) |
Capacità (a regime) |
Lavorazioni (2017) |
|
|---|---|---|---|---|
| Interamente possedute | (%) | (mgl t/a) | (mgl t/a) | (mgl t/a) |
| Venezia | 100 | 360 | 560 | 242 |
| Gela | 100 | - | 750 | - |
| Totale | 360 | 1.310 | 242 |
Venezia (Porto Marghera): nel giugno 2014 è stata avviata la bioraffineria di Porto Marghera, della capacità di circa 360 mila tonnellate/ anno di green diesel prodotto da oli vegetali raffinati con tecnologia Eni (EcofiningTM). Un'ulteriore fase di sviluppo è in corso. A regime, la produzione sarà in grado di soddisfare circa la metà del fabbisogno Eni di biocarburanti in linea con i requisiti richiesti dalle normative comunitarie in materia ambientale volte a ridurre le emissioni di CO2 .
Gela: nel novembre 2014 è stato concordato con il Ministero dello Sviluppo Economico, la Regione Sicilia e le parti sociali, il piano di rilancio del sito di Gela. Il punto chiave dell'accordo è la riconversione della raffineria in bioraffineria. Nel 2017 le attività di riconversione proseguono e sono in linea con le fasi previste dall'accordo siglato con le parti. Nell'agosto 2017 è stata rilasciata l'autorizzazione VIA/AIA, relativa alla valutazione di impatto ambientale, da parte del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e del Ministero dei Beni Culturali. Il completamento del progetto di riconversione della raffineria di Gela in Green Refinery, con le prime produzioni di biocarburanti dalla lavorazione di olio di palma raffinato, è previsto entro il 2018. La raffineria avrà una capacità di 750 mila tonnellate/anno e farà leva sulla tecnologia di conversione Eni EcofiningTM in grado di convertire materie prime di seconda generazione in green diesel, un biocarburante altamente sostenibile. L'impianto, che impegnerà l'intera capacità produttiva nel processare materie prime di seconda generazione, consentirà di produrre green diesel nel rispetto dei recenti vincoli normativi in termini di riduzione delle emissioni di GHG lungo tutta la catena produttiva.
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 16 depositi di proprietà a gestione diretta distribuiti sul territorio nazionale. La logistica Eni è organizzata in tre hub (Italia meridionale, centrale e settentrionale), con 5 aree principali che attraverso il monitoraggio e la centralizzazione dei flussi di movimentazione assicurano un maggior recupero di efficienza, in particolare nelle attività di raccolta ed evasione ordini. Eni partecipa in 6 joint venture con i più importanti produttori petroliferi nazionali (Sigemi, Petroven, Petra, Seram, Disma e Toscopetrol), con l'obiettivo di ridurre i costi e migliorare l'efficienza gestionale. 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 1.462 chilometri di proprietà. La distribuzione secondaria dei prodotti per il mercato rete ed extrarete è affidata a società terze, proprietarie anche dei mezzi, selezionate come market leader nel proprio settore.
Eni, attraverso la controllata Ecofuel (100% Eni), ha venduto circa 1 milione di tonnellate/anno di ossigenati, principalmente eteri (circa il 3% della domanda mondiale, utilizzato per innalzare il numero di ottano nella benzina) e metanolo (utilizzato principalmente nella petrolchimica). La disponibilità di prodotto è assicurata per l'85% 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 15% da acquisti.
In Italia, Eni è leader nella distribuzione rete di prodotti petroliferi con una quota di mercato del 25% in aumento di 0,7 punti percentuali rispetto al 2016. Nel 2017, le vendite sulla rete in Italia (6,01 milioni di tonnellate) sono in lieve crescita rispetto al 2016 (circa 80 mila tonnellate, +1,3%). L'erogato medio riferito a benzina e gasolio (1.588 mila litri) ha registrato un aumento di circa 40 mila litri rispetto al 2016.
Al 31 dicembre 2017 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.310 stazioni di servizio con un decremento di 86 unità rispetto al 31 dicembre 2016 (4.396 stazioni di servizio) per effetto della chiusura di impianti a basso erogato (25 unità) e del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (56 unità) e concessioni autostradali (5 unità).
Le vendite rete nel Resto d'Europa pari a 2,53 milioni di tonnellate hanno registrato una flessione del 4,9% rispetto al periodo di confronto. Tale risultato riflette essenzialmente la cessione delle attività in Ungheria e Slovenia nel corso del secondo semestre 2016. A struttura omogenea, escludendo l'effetto delle citate cessioni, le vendite evidenziano un incremento (+1,1%) per effetto dei maggiori volumi commercializzati in Austria e Germania. Al 31 dicembre 2017 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.234 stazioni di servizio, con un numero di distributori in aumento di 8 unità rispetto al 31 dicembre 2016 principalmente in Germania. L'erogato medio (2.440 mila litri) è aumentato di 100 mila litri rispetto al 2016 (2.340 mila litri).
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 7,64 milioni di tonnellate hanno registrato una riduzione di circa 0,52 milioni di tonnellate, pari al 6,4% rispetto al 2016 per effetto dei minori volumi commercializzati di gasoli, bunker e oli combustibili compensati dalle maggiori vendite di jet fuel e bitumi.
Le vendite al settore Petrolchimica (0,86 milioni di tonnellate) hanno registrato una diminuzione del 15,7%.
Le vendite extrarete nel Resto d'Europa, pari a 3,03 milioni di tonnellate,
sono diminuite del 4,7% rispetto al 2016 per effetto dei minori volumi venduti in Austria e Francia oltre le citate dismissioni nell'Europa dell'Est, compensate dai maggiori volumi in Svizzera e Germania.
Le altre vendite in Italia e all'estero (12,68 milioni di tonnellate) sono diminuite di circa 0,65 milioni di tonnellate, pari al 5,4%, 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 Eni, dalla disponibilità di 5 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 per impianti di riscaldamento nonché nell'autotrazione. Nel 2017 la quota di mercato Eni sul mercato domestico è stata pari al 17,7%. All'estero, il mercato più rilevante per Eni è l'Ecuador, con una quota di mercato pari al 37,9%.
Eni dispone di 6 impianti per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Spagna, Germania, Nord America, 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 (sistemi idraulici, ingranaggi industriali, lavorazioni dei metalli). In Italia, Eni è leader nella produzione e nella commercializzazione di basi lubrificanti. La produzione di oli base è realizzata presso la raffineria di Livorno. Eni possiede anche uno stabilimento per la produzione di additivi per lubrificanti presso Robassomero (TO). Nel 2017 la quota di mercato detenuta da Eni nel segmento lubrificanti è stata pari al 19,58% in Italia, al 3% in Europa e allo 0,6% su base mondiale. Eni distribuisce i propri prodotti in più di 80 Paesi attraverso consociate, contratti di licensing e distributori.
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Greggi equity | 3,51 | 3,43 | 5,04 | |
| Altri greggi | 20,77 | 19,92 | 19,76 | |
| Totale acquisti di greggi | 24,28 | 23,35 | 24,80 | |
| Acquisti di semilavorati | 0,96 | 1,35 | 1,66 | |
| Acquisti di prodotti | 10,92 | 11,20 | 10,68 | |
| TOTALE ACQUISTI | 36,16 | 35,90 | 37,14 | |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,34) | (0,37) | (0,41) | |
| Altre variazioni(a) | (1,76) | (1,92) | (1,22) | |
| 34,06 | 33,61 | 35,51 |
(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| ITALIA | ||||
| Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà | 16,03 | 17,37 | 18,37 | |
| Lavorazioni in conto terzi | (0,34) | (0,27) | (0,38) | |
| Lavorazioni sulle raffinerie di terzi | 5,46 | 4,51 | 4,73 | |
| Lavorazioni in conto proprio | 21,15 | 21,61 | 22,72 | |
| Consumi e perdite | (1,36) | (1,53) | (1,52) | |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 19,79 | 20,08 | 21,20 | |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 6,74 | 6,28 | 6,22 | |
| Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero | (0,46) | (0,39) | (0,48) | |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,34) | (0,37) | (0,41) | |
| Prodotti venduti | 25,73 | 25,60 | 26,53 | |
| TOTALE LAVORAZIONI GREEN | 0,24 | 0,21 | 0,20 | |
| ESTERO | ||||
| Lavorazioni in conto proprio | 2,87 | 2,91 | 3,69 | |
| Consumi e perdite | (0,22) | (0,22) | (0,23) | |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 2,65 | 2,69 | 3,46 | |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 4,36 | 4,72 | 4,77 | |
| Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia | 0,46 | 0,40 | 0,48 | |
| Prodotti venduti | 7,47 | 7,81 | 8,71 | |
| Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero | 24,02 | 24,52 | 26,41 | |
| Lavorazioni in conto proprio di greggi equity | 3,51 | 3,43 | 5,04 | |
| Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero | 33,20 | 33,41 | 35,24 | |
| Vendite di greggi | 0,86 | 0,20 | 0,27 | |
| TOTALE VENDITE | 34,06 | 33,61 | 35,51 |
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Produzioni: | ||||
| Benzina | 5,88 | 6,13 | 6,36 | |
| Gasolio | 8,99 | 9,93 | 10,66 | |
| Jet fuel/Cherosene | 1,43 | 1,49 | 1,51 | |
| Olio combustibile | 2,60 | 2,43 | 2,46 | |
| GPL | 0,46 | 0,39 | 0,44 | |
| Lubrificanti | 0,56 | 0,44 | 0,54 | |
| Cariche petrolchimiche | 0,97 | 1,46 | 1,86 | |
| Altri prodotti | 1,56 | 0,49 | 0,84 | |
| Totale produzioni | 22,44 | 22,77 | 24,67 | |
| Vendite: | ||||
| Italia | 25,73 | 25,60 | 26,53 | |
| Benzina | 1,95 | 2,02 | 1,97 | |
| Gasolio | 7,43 | 7,69 | 7,64 | |
| Jet fuel/Cherosene | 1,96 | 1,82 | 1,60 | |
| Olio combustibile | 0,08 | 0,13 | 0,12 | |
| GPL | 0,59 | 0,58 | 0,58 | |
| Lubrificanti | 0,08 | 0,08 | 0,08 | |
| Cariche petrolchimiche | 0,86 | 1,02 | 1,17 | |
| Altri prodotti | 12,78 | 12,26 | 13,37 | |
| Resto d'Europa | 7,03 | 7,38 | 8,29 | |
| Benzina | 1,21 | 1,27 | 1,51 | |
| Gasolio | 3,29 | 3,44 | 3,98 | |
| Jet fuel/Cherosene | 0,50 | 0,62 | 0,65 | |
| Olio combustibile | 0,13 | 0,13 | 0,17 | |
| GPL | 0,08 | 0,07 | 0,10 | |
| Lubrificanti | 0,09 | 0,08 | 0,09 | |
| Altri prodotti | 1,73 | 1,77 | 1,79 | |
| Extra Europa | 0,44 | 0,43 | 0,42 | |
| GPL | 0,43 | 0,42 | 0,41 | |
| Lubrificanti | 0,01 | 0,01 | 0,01 | |
| Mondo | ||||
| Benzina | 3,16 | 3,29 | 3,48 | |
| Gasolio | 10,72 | 11,13 | 11,62 | |
| Jet fuel/Cherosene | 2,46 | 2,44 | 2,25 | |
| Olio combustibile | 0,21 | 0,26 | 0,29 | |
| GPL | 1,10 | 1,07 | 1,09 | |
| Lubrificanti | 0,18 | 0,17 | 0,18 | |
| Cariche petrolchimiche | 0,86 | 1,02 | 1,17 | |
| Altri prodotti | 14,51 | 14,03 | 15,16 | |
| Totale vendite | 33,20 | 33,41 | 35,24 |
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Rete | 6,01 | 5,93 | 5,96 |
| Extrarete | 7,64 | 8,16 | 7,84 |
| 13,65 | 14,09 | 13,80 | |
| Petrolchimica | 0,86 | 1,02 | 1,17 |
| Altre vendite | 11,22 | 10,49 | 11,56 |
| Vendite in Italia | 25,73 | 25,60 | 26,53 |
| Rete Resto d'Europa | 2,53 | 2,66 | 2,93 |
| Extrarete Resto d'Europa | 3,03 | 3,18 | 3,83 |
| Extrarete mercati extra europei | 0,45 | 0,43 | 0,43 |
| Rete ed extrarete estero | 6,01 | 6,27 | 7,19 |
| Altre vendite | 1,46 | 1,54 | 1,52 |
| Vendite all'estero | 7,47 | 7,81 | 8,71 |
| TOTALE VENDITE | 33,20 | 33,41 | 35,24 |
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 13,65 | 14,09 | 13,80 | |
| Vendite rete | 6,01 | 5,93 | 5,96 | |
| Benzina | 1,51 | 1,53 | 1,60 | |
| Gasolio | 4,08 | 3,99 | 3,96 | |
| GPL | 0,38 | 0,36 | 0,36 | |
| Altri prodotti | 0,04 | 0,04 | 0,04 | |
| Vendite extrarete | 7,64 | 8,16 | 7,84 | |
| Gasolio | 3,36 | 3,70 | 3,69 | |
| Oli combustibili | 0,08 | 0,14 | 0,12 | |
| GPL | 0,21 | 0,22 | 0,22 | |
| Benzina | 0,44 | 0,49 | 0,38 | |
| Lubrificanti | 0,08 | 0,08 | 0,07 | |
| Bunker | 0,85 | 1,01 | 1,07 | |
| Jet fuel | 1,96 | 1,82 | 1,60 | |
| Altri prodotti | 0,66 | 0,70 | 0,69 | |
| Estero (rete + extrarete) | 6,01 | 6,27 | 7,19 | |
| Benzina | 1,21 | 1,27 | 1,51 | |
| Gasolio | 3,29 | 3,44 | 3,98 | |
| Jet fuel | 0,50 | 0,62 | 0,65 | |
| Oli combustibili | 0,13 | 0,13 | 0,17 | |
| Lubrificanti | 0,10 | 0,10 | 0,10 | |
| GPL | 0,51 | 0,49 | 0,51 | |
| Altri prodotti | 0,27 | 0,22 | 0,27 | |
| TOTALE | 19,66 | 20,36 | 20,99 |
| (numero) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 4.310 | 4.396 | 4.420 |
| Impianti ordinari | 4.192 | 4.273 | 4.297 |
| Impianti autostradali | 118 | 123 | 123 |
| Estero | 1.234 | 1.226 | 1.426 |
| Germania | 478 | 472 | 472 |
| Francia | 157 | 156 | 154 |
| Austria/Svizzera | 599 | 598 | 604 |
| Europa orientale | 196 | ||
| Impianti che commercializzano prodotti Blu | 4.488 | 4.405 | 4.466 |
| Impianti che commercializzano Green Diesel | 4.471 | 4.388 | 4.437 |
| Impianti "Multi-Energy" | 4 | 4 | 6 |
| Impianti che commercializzano GPL e metano | 1.050 | 1.073 | 1.176 |
| Vendite non-oil (€ milioni) |
144 | 146 | 143 |
| (migliaia di litri/numero stazioni di servizio) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 1.588 | 1.551 | 1.569 |
| Germania | 3.336 | 3.325 | 3.351 |
| Francia | 2.302 | 2.360 | 2.244 |
| Austria/Svizzera | 2.009 | 1.939 | 1.923 |
| Europa orientale | 1.802 | ||
| Erogato medio complessivo | 1.783 | 1.742 | 1.754 |
| (%) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Rete | 25,0 | 24,3 | 24,5 |
| Benzina | 21,2 | 20,7 | 21,1 |
| Gasolio | 27,0 | 26,4 | 26,5 |
| GPL (per autotrazione) | 22,7 | 21,6 | 22,2 |
| Lubrificanti | 35,1 | 38,5 | 24,5 |
| Extrarete | 26,7 | 28,4 | 27,5 |
| Gasolio | 24,8 | 27,2 | 27,1 |
| Oli combustibili | 13,4 | 21,5 | 11,1 |
| Bunker | 27,0 | 33,8 | 40,8 |
| Lubrificanti | 19,4 | 20,4 | 19,4 |
| Quota rete + extrarete Italia | 26,0 | 26,6 | 26,2 |
| (%) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Centro Europa | |||
| Austria | 12,4 | 12,4 | 12,6 |
| Svizzera | 7,8 | 8,3 | 8,3 |
| Germania | 3,3 | 3,3 | 3,3 |
| Francia | 0,8 | 0,9 | 0,8 |
| Europa orientale | |||
| Ungheria | 12,1 | ||
| Repubblica Ceca | 8,5 | ||
| Slovacchia | 9,1 | ||
| Slovenia | 2,4 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 463 | 363 | 349 |
| Estero | 63 | 58 | 59 |
| 526 | 421 | 408 | |
| Raffinazione, supply e logistica | 395 | 298 | 282 |
| Italia | 389 | 293 | 274 |
| Estero | 6 | 5 | 8 |
| Marketing | 131 | 123 | 126 |
| Italia | 74 | 70 | 75 |
| Estero | 57 | 53 | 51 |
| 526 | 421 | 408 |
Eni attraverso Versalis svolge attività di produzione e commercializzazione di prodotti petrolchimici (chimica di base e polimeri), potendo contare su una gamma di 250 brevetti, 71 impianti all'avanguardia, nonché di una rete distributiva capillare ed efficiente presente in 25 Paesi.
Il portafoglio dei brevetti e delle tecnologie proprietarie di Versalis si estende su tutto il campo dei prodotti base e dei polimeri: fenolo e derivati, polietilene, stirenici ed elastomeri, nonché catalizzatori e prodotti chimici speciali. Versalis, come produttore di intermedi, di tutti i tipi di polietilene, di un'ampia gamma di elastomeri/lattici e di tutta la linea dei prodotti stirenici, continua a sviluppare le sue tecnologie proprietarie con l'esperienza diretta, maturata nei propri centri di ricerca e di sviluppo e presso gli impianti produttivi. Questo tipo di approccio ha permesso di ottimizzare la progettazione delle singole apparecchiature e degli impianti, delle prestazioni di questi, dei catalizzatori proprietari e dei prodotti, conseguendo tempi di realizzazione più rapidi e risultati di eccellenza in tutte le tecnologie dei business societari per poter competere nel mercato mondiale. Rivestono un ruolo chiave i catalizzatori proprietari più innovativi, in particolare quelli a base di zeoliti, disponibili a livello mondiale, sviluppati da Versalis come "elementi fondamentali" di alcune delle sue più avanzate tecnologie licenziabili.
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 ranazione 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. I monomeri sono poi ricostituiti in molecole più complesse: i polimeri. Dai polimeri si ottengono: polietilene, stirenici ed elastomeri impiegati dalle aziende trasformatrici per realizzare numerosi prodotti di uso quotidiano utilizzati in un'innità di applicazioni. Le miscele di composti aromatici, debitamente trattate, portano alla produzione degli intermedi, utilizzati nella preparazione di prodotti di uso quotidiano.
Nella chimica di base l'obiettivo principale del business è quello di garantire l'adeguata disponibilità di monomeri (etilene, butadiene e benzene) a copertura delle necessità dei business a valle del processo: in particolare le olefine sono integrate principalmente con i business polietilene ed elastomeri, gli aromatici garantiscono la disponibilità di benzene necessaria agli intermedi utilizzati per la produzione di resine, fibre artificiali e polistiroli. Nei polimeri, Versalis è tra i principali produttori europei di elastomeri, dove è presente in quasi tutti i principali settori (in particolare industria automobilistica), di polistiroli e di polietilene, il cui maggiore impiego è nell'ambito dell'imballaggio flessibile. Nella "chimica verde" l'impegno di Versalis è partito con Matrìca – joint venture paritetica con Novamont – innovativa piattaforma che, a partire da fonti rinnovabili, produce bio-intermedi per applicazioni ad alto valore aggiunto. Con Matrìca si è dato il via a un grande progetto di riconversione del sito industriale di Porto Torres. Versalis ha stretto accordi nell'area agro e biotech, con Genomatica per la produzione di bio-butadiene da fonti rinnovabili, con Elevance Renewable Sciences per lo sviluppo di una piattaforma tecnologica per produzioni da oli vegetali. Ha inoltre avviato un grande progetto per la produzione di gomma naturale da guayule. Il recente accordo con Bridgestone, leader nella produzione di pneumatici, mira a sviluppare una piattaforma tecnologica per la commercializzazione del guayule nei settori agronomici, della gomma sostenibile e dei prodotti chimici da rinnovabili.
Le vendite di prodotti petrolchimici di 3.712 mila tonnellate sono in leggera riduzione rispetto al 2016 (-47 mila tonnellate; -1,3%). Le flessioni più significative si sono registrate nelle olefine (-7,1%) e nei derivati (-14,1%), parzialmente compensate dalle maggiori vendite del polietilene +10,8%). I prezzi medi unitari sono incrementati del 16% rispetto al 2016, nel business intermedi (+27%), principalmente il butadiene in aumento dell'88,3% e nel business dei polimeri (+13%) che riflette il prezzo degli stirenici (+14,8%) e degli elastomeri (+24,1%).
Le produzioni di prodotti petrolchimici di 5.818 mila tonnellate sono aumentate di 172 mila tonnellate (+3%) per effetto principalmente delle maggiori produzioni del business del polietilene (+14,6%) e degli elastomeri (+5,9%); le produzioni di intermedi sono in leggero aumento (+1,2%). I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Ragusa (+90%) per il recupero della capacità produttiva a seguito di un disservizio dello stabilimento avvenuto nel 2016, nei siti di Ravenna e Dunkerque (olefine) e di Ferrara e Mantova (polimeri stirenici) per minori fermate produttive. In calo la produzione presso i siti di Marghera, Mantova (derivati) e Dunastyr per le fermate programmate.
La capacità produttiva nominale è in linea con il 2016. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 72,8% superiore al 2016 (71,4%).
La petrolchimica di base è uno degli assi portanti del business di Versalis in quanto origina prodotti destinati a rilevanti impieghi industriali quali il polietilene, polipropilene, PVC e polistirolo. Inoltre, vengono utilizzati nella produzione di altri intermedi petrolchimici che confluiscono, a loro volta, in produzioni diverse: plastiche, gomme, fibre, solventi e lubrificanti.
I ricavi degli intermedi (€1.988 milioni) sono aumentati del 17,8% (+€300 milioni rispetto al 2016) per effetto dell'incremento delle quotazioni dei prodotti petroliferi che sono riflesse nei prezzi medi unitari dei principali prodotti della business unit. Le vendite sono diminuite del 7,6%, in particolare l'etilene (-16%) e i derivati (-14,1%) per fermata programmata degli impianti di Mantova.
I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 27,1%, in particolare nelle olefine (+25,8%), aromatici (+29,2%) e derivati (+26,7%).
Le produzioni di intermedi (3.458 migliaia di tonnellate) sono aumentate dell'1,2% rispetto al 2016. Si registrano incrementi nelle olefine (+4,3%) e riduzioni nei derivati (-11,2%).
Nel business dei polimeri Versalis è attiva nella produzione di:
riprendere la propria forma originaria dopo aver subito deformazioni anche di grande entità. La posizione di assoluto rilievo di Versalis in questo settore è sostenuta da un'ampia gamma di prodotti che trovano il loro impiego nei seguenti settori: pneumatici, calzature, adesivi, componenti per edilizia, tubi, cavi elettrici, componenti e guarnizioni per auto, elettrodomestici; modificanti materie plastiche e bitumi, additivi per oli lubrificanti (elastomeri solidi); sottofondo tappeti, patinatura della carta, schiuma stampata (lattici sintetici). Versalis è uno dei maggiori produttori di elastomeri e lattici sintetici a livello mondiale.
I ricavi dei polimeri (€2.730 milioni) sono aumentati del 14,7% (+€350 milioni rispetto al 2016) grazie ai maggiori volumi di vendita (+6%) nonché all'aumento dei prezzi medi unitari (+13%).
Il business degli stirenici ha beneficiato dell'aumento dei prezzi delle materie prime (stirene) con un incremento dei prezzi medi di vendita (+14,8%); in leggero calo i volumi venduti (-2%).
In aumento i volumi di vendita del polietilene (+8,3%), mentre si rileva una diminuzione dei prezzi medi (-2,2%).
L'incremento dei volumi venduti di elastomeri è attribuibile alle maggiori vendite di gomme commodities (BR +15,8%), di gomme speciali EPDM (+23,2%) e lattici (+0,8%); in calo i volumi di gomme termoplastiche (-14,5%) e SBR (-8,7%).
La riduzione dei volumi venduti degli stirenici (-2%) è attribuibile principalmente alle minori vendite di stirene (-18,4%) e di polistirolo compatto (-1,4%) solo in parte compensati dalle maggiori vendite di ABS/SAN (+3,2%) e di polistirolo espandibile (+3,4%). Complessivamente in aumento i volumi venduti del business polietilene (+10,8%) con maggiori vendite di EVA (+17,7%), LDPE (+31,6%) e di HDPE (+7,8%).
Le produzioni di polimeri (2.360 migliaia di tonnellate) sono aumentate del 5,9% rispetto al 2016, in particolare, per le maggiori produzioni di polietilene (+14,6%). In crescita le produzioni nel business elastomeri (+5,9%), in particolare le gomme BR (+12,4%) e EPDM (+25,1%). Nel business stirenici si rilevano maggiori produzioni di polistirolo espandibile (+6%) e di ABS/SAN (+17,9%) mentre è in calo la produzione di stirene (-5,9%) a causa della fermata programmata dell'impianto di Mantova.
| (milioni di tonnellate) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Intermedi | 3.458 | 3.417 | 3.334 |
| Polimeri | 2.360 | 2.229 | 2.366 |
| Produzioni | 5.818 | 5.646 | 5.700 |
| Consumi e perdite | (2.584) | (2.166) | (1.908) |
| Acquisti e variazioni rimanenze | 478 | 279 | 9 |
| Totale disponibilità | 3.712 | 3.759 | 3.801 |
| Intermedi | 1.820 | 1.970 | 1.883 |
| Polimeri | 1.892 | 1.789 | 1.918 |
| Totale vendite | 3.712 | 3.759 | 3.801 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 2.201 | 1.930 | 2.154 |
| Resto d'Europa | 2.145 | 2.107 | 2.326 |
| Asia | 352 | 99 | 162 |
| America | 93 | 53 | 61 |
| Africa | 57 | 7 | 13 |
| Altre aree | 3 | ||
| 4.851 | 4.196 | 4.716 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Olefine | 1.308 | 1.087 | 1.275 |
| Aromatici | 328 | 290 | 327 |
| Intermedi | 352 | 311 | 297 |
| Elastomeri | 699 | 539 | 543 |
| Stirenici | 723 | 647 | 764 |
| Polietilene | 1.308 | 1.194 | 1.383 |
| Altro | 133 | 128 | 126 |
| 4.851 | 4.196 | 4.716 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| 203 | 243 | 220 | |
| di cui: | |||
| - manutenzione | 46 | 34 | 33 |
| - efficienza impiantistica | 114 | 162 | 141 |
| - HSE | 34 | 37 | 36 |
| - recupero energetico | 2 | 5 | 3 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 66.919 | 55.762 | 72.286 |
| Altri ricavi e proventi | 4.058 | 931 | 1.252 |
| Totale ricavi | 70.977 | 56.693 | 73.538 |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (52.461) | (44.124) | (56.848) |
| Costo lavoro | (2.951) | (2.994) | (3.119) |
| Totale costi operativi | (55.412) | (47.118) | (59.967) |
| Altri proventi (oneri) operativi | (32) | 16 | (485) |
| Ammortamenti | (7.483) | (7.559) | (8.940) |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | 225 | 475 | (6.534) |
| Radiazioni | (263) | (350) | (688) |
| Utile (perdita) operativo | 8.012 | 2.157 | (3.076) |
| Proventi (oneri) finanziari | (1.236) | (885) | (1.306) |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | 68 | (380) | 105 |
| Utile (perdita) prima delle imposte | 6.844 | 892 | (4.277) |
| Imposte sul reddito | (3.467) | (1.936) | (3.122) |
| Tax rate (%) | 50,7 | ||
| Utile (perdita) netto - continuing operations | 3.377 | (1.044) | (7.399) |
| di competenza: | |||
| - azionisti Eni | 3.374 | (1.051) | (7.952) |
| - interessenze di terzi | 3 | 7 | 553 |
| Utile (perdita) netto - discontinued operations | (413) | (1.974) | |
| di competenza: | |||
| - azionisti Eni | (413) | (826) | |
| - interessenze di terzi | (1.148) | ||
| Utile (perdita) netto | 3.377 | (1.457) | (9.373) |
| di competenza: | |||
| - azionisti Eni | 3.374 | (1.464) | (8.778) |
| - interessenze di terzi | 3 | 7 | (595) |
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations | 3.374 | (1.051) | (7.952) |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (156) | (120) | 782 |
| Esclusione special item | (839) | 831 | 8.487 |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations | 2.379 | (340) | 1.317 |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - discontinued operations | (642) | ||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 2.379 | (340) | 675 |
| (€ milioni) | 31 dic. 2017 | 31 dic. 2016 | 31 dic. 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | 63.158 | 70.793 | 68.005 | |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 1.283 | 1.184 | 909 | |
| Attività immateriali | 2.925 | 3.269 | 3.034 | |
| Partecipazioni | 3.730 | 4.316 | 3.513 | |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 1.698 | 1.932 | 2.273 | |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (1.379) | (1.765) | (1.284) | |
| 71.415 | 79.729 | 76.450 | ||
| Capitale di esercizio netto | ||||
| Rimanenze | 4.621 | 4.637 | 4.579 | |
| Crediti commerciali | 10.182 | 11.186 | 12.616 | |
| Debiti commerciali | (10.890) | (11.038) | (9.605) | |
| Debiti tributari e fondo imposte netto | (2.387) | (3.073) | (4.137) | |
| Fondi per rischi e oneri | (13.447) | (13.896) | (15.375) | |
| Altre attività (passività) di esercizio | 287 | 1.171 | 1.827 | |
| (11.634) | (11.013) | (10.095) | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (1.022) | (868) | (1.123) | |
| Discontinued operations e attività destinate alla vendita e connesso indebitamento netto | 236 | 14 | 9.048 | |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 58.995 | 67.862 | 74.280 | |
| Patrimonio netto | ||||
| di competenza: - azionisti Eni | 48.030 | 53.037 | 55.493 | |
| - interessenze di terzi | 49 | 49 | 1.916 | |
| 48.079 | 53.086 | 57.409 | ||
| Indebitamento finanziario netto | 10.916 | 14.776 | 16.871 | |
| COPERTURE | 58.995 | 67.862 | 74.280 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto - continuing operations | 3.377 | (1.044) | (7.399) |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | |||
| - ammortamenti e altri componenti non monetari | 8.720 | 7.773 | 17.216 |
| - plusvalenze nette su cessioni di attività | (3.446) | (48) | (577) |
| - dividendi, interessi e imposte | 3.650 | 2.229 | 3.215 |
| Variazione del capitale di esercizio | 1.440 | 2.112 | 4.781 |
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | (3.624) | (3.349) | (4.361) |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations | 10.117 | 7.673 | 12.875 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations | (1.226) | ||
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 10.117 | 7.673 | 11.649 |
| Investimenti tecnici - continuing operations | (8.681) | (9.180) | (10.741) |
| Investimenti tecnici - discontinued operations | (561) | ||
| Investimenti tecnici | (8.681) | (9.180) | (11.302) |
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (510) | (1.164) | (228) |
| Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni | 5.455 | 1.054 | 2.258 |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | (373) | 465 | (1.351) |
| Free cash flow | 6.008 | (1.152) | 1.026 |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa | 341 | 5.271 | (300) |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | (1.712) | (766) | 2.126 |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.883) | (2.885) | (3.477) |
| Variazione area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità e disponibilità relative alle discontinued operations | (65) | (3) | (780) |
| FLUSSO DI CASSA NETTO | 1.689 | 465 | (1.405) |
| FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITÀ OPERATIVA PRIMA DELLA VARIAZIONE DEL CAPITALE CIRCOLANTE A COSTI DI RIMPIAZZO |
8.458 | 5.386 | 8.510 |
Fact Book
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Free cash flow | 6.008 | (1.152) | 1.026 |
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | 261 | 5.848 | 83 |
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | 474 | 284 | (818) |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (2.883) | (2.885) | (3.477) |
| VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | 3.860 | 2.095 | (3.186) |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 19.525 | 16.089 | 21.436 |
| Gas & Power | 50.623 | 40.961 | 52.096 |
| Refining & Marketing e Chimica | 22.107 | 18.733 | 22.639 |
| Corporate e altre attività | 1.462 | 1.343 | 1.468 |
| Elisioni di consolidamento | (26.798) | (21.364) | (25.353) |
| 66.919 | 55.762 | 72.286 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 7.131 | 6.378 | 9.321 |
| Gas & Power | 39.846 | 32.063 | 42.179 |
| Refining & Marketing e Chimica | 19.771 | 17.128 | 20.632 |
| Corporate e altre attività | 171 | 193 | 154 |
| 66.919 | 55.762 | 72.286 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 21.925 | 21.280 | 24.405 |
| Resto dell'Unione Europea | 19.791 | 15.808 | 20.730 |
| Resto dell'Europa | 5.911 | 4.804 | 7.125 |
| Americhe | 5.154 | 3.212 | 4.217 |
| Asia | 7.523 | 5.619 | 9.086 |
| Africa | 6.428 | 4.865 | 6.482 |
| Altre aree | 187 | 174 | 241 |
| Totale estero | 44.994 | 34.482 | 47.881 |
| 66.919 | 55.762 | 72.286 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 45.764 | 37.515 | 47.287 |
| Resto dell'Unione Europea | 7.772 | 7.899 | 9.996 |
| Resto dell'Europa | 2.096 | 1.560 | 2.561 |
| Americhe | 3.986 | 2.257 | 2.893 |
| Asia | 616 | 862 | 1.687 |
| Africa | 6.504 | 5.496 | 7.630 |
| Altre aree | 181 | 173 | 232 |
| Totale estero | 21.155 | 18.247 | 24.999 |
| 66.919 | 55.762 | 72.286 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 35.907 | 27.783 | 39.812 |
| Costi per servizi | 12.228 | 12.727 | 13.197 |
| Costi per godimento di beni di terzi | 1.684 | 1.672 | 2.205 |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 886 | 505 | 644 |
| Oneri per variazione prezzi di vendita su operazioni overlifting e underlifting | 145 | 240 | 278 |
| Altri oneri | 1.844 | 1.512 | 1.135 |
| a dedurre: | |||
| incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (233) | (315) | (423) |
| 52.461 | 44.124 | 56.848 |
| (€ migliaia) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Revisione contabile | 23.193 | 21.433 | 33.752 |
| Servizi di audit | 1.712 | 1.874 | 1.138 |
| Servizi di consulenza fiscale | 3 | ||
| Altro | 12 | ||
| 24.917 | 23.307 | 34.893 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Salari e stipendi | 2.447 | 2.491 | 2.648 |
| Oneri sociali | 441 | 445 | 453 |
| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 113 | 81 | 85 |
| Altri costi | 162 | 202 | 182 |
| a dedurre: | |||
| incrementi per lavori interni | (212) | (225) | (249) |
| 2.951 | 2.994 | 3.119 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 6.747 | 6.772 | 8.080 |
| Gas & Power | 345 | 354 | 363 |
| Refining & Marketing e Chimica | 360 | 389 | 454 |
| Corporate e altra attività | 60 | 72 | 71 |
| Effetto eliminazione utili interni | (29) | (28) | (28) |
| Totale ammortamenti | 7.483 | 7.559 | 8.940 |
| Exploration & Production | (158) | (700) | 5.212 |
| Gas & Power | (146) | 81 | 152 |
| Refining & Marketing e Chimica | 54 | 104 | 1.150 |
| Corporate e altre attività | 25 | 40 | 20 |
| Svalutazioni (riprese di valore) nette | (225) | (475) | 6.534 |
| Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette | 7.258 | 7.084 | 15.474 |
| Radiazioni | 263 | 350 | 688 |
| 7.521 | 7.434 | 16.162 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 7.651 | 2.567 | (959) |
| Gas & Power | 75 | (391) | (1.258) |
| Refining & Marketing e Chimica | 981 | 723 | (1.567) |
| Corporate e altre attività | (668) | (681) | (497) |
| Effetto eliminazione utili interni | (27) | (61) | 1.205 |
| 8.012 | 2.157 | (3.076) |
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. Recentemente è stato riformulato in modo meno vincolistico il regime regolatorio nei confronti degli obblighi di modulazione delle forniture gas al settore civile sulla cui base il management ha progressivamente ridotto gli stock di gas e ha attivato una gestione commerciale del magazzino. Tale gestione ha l'obiettivo di ottimizzazione dei margini attraverso la cattura dello spread dei prezzi del gas tra le fasi di immissione (periodo estivo) e quelle di prelievo (periodo invernale). Pertanto dalla chiusura della campagna di immissione ad ottobre 2017, quindi dal IV trimestre, è stata rivista la rilevazione nella dimensione adjusted del profit loss on stock ed i prelievi del gas da stock sono valorizzati sulla base del costo medio definito nella fase di immissione al netto delle coperture attivate, assicurando nel momento di matching con le corrispondenti vendite (al netto delle relative coperture) la corretta valorizzazione e responsabilizzazione delle performance economiche.
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 ai risultati consuntivati.
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 finanziario 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).
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.
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 strumenti derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting (inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura), nonché quella dei derivati impliciti nelle formule prezzo di alcuni contratti di fornitura gas di lungo termine del settore Exploration & Production.
In considerazione dell'importanza delle discontinued operations nei dati economico-finanziari 2015 riportati nella presente relazione, le misure di risultato adjusted, al fine di rimuovere le distorsioni dell'accounting dello IFRS 5, escludono, oltre ai descritti utile/perdita di magazzino e special items, del tutto e non limitatamente a quello relativo ai rapporti con terzi, il contributo della Saipem alle continuing operations, pertanto tali misure assumono il totale deconsolidamento delle realtà in discontinuazione e sono denominate: utile operativo adjusted standalone e utile netto adjusted standalone.
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&gas Topic 932) e i volumi venduti.
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&gas Topic 932) e i volumi prodotti.
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&gas Topic 932).
Il leverage è una misura 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.
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.
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.
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino.
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.
L'indebitamento finanziario netto è calcolato come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti, dei titoli held for trading 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.
Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.
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.
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.
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.
Fact Book
| Refining & Marketing Effetto eliminazione e altre attività & Production Gas & Power Exploration utili interni Corporate e Chimica GRUPPO 2017 (€ milioni) Utile (perdita) operativo 7.651 75 981 (668) (27) 8.012 Esclusione (utile) perdita di magazzino (213) (6) (219) Esclusione special item: oneri ambientali 46 136 26 208 svalutazioni (riprese di valore) nette (154) (146) 54 25 (221) plusvalenze nette su cessione di asset (3.269) (13) (1) (3.283) accantonamenti a fondo rischi 366 82 448 oneri per incentivazione all'esodo 19 38 (6) (2) 49 derivati su commodity 157 (11) 146 differenze e derivati su cambi (68) (171) (9) (248) altro 582 261 72 (4) 911 Special item dell'utile (perdita) operativo (2.478) 139 223 126 (1.990) Utile (perdita) operativo adjusted 5.173 214 991 (542) (33) 5.803 Proventi (oneri) finanziari netti(a) (50) 10 5 (699) (734) Proventi (oneri) su partecipazioni(a) 408 (9) 19 22 440 Imposte sul reddito(a) (2.807) (163) (352) 178 17 (3.127) Tax rate (%) 50,8 75,8 34,7 56,8 Utile (perdita) netto adjusted 2.724 52 663 (1.041) (16) 2.382 di cui: - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi 3 - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.379 Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni 3.374 Esclusione (utile) perdita di magazzino (156) Esclusione special item (839) Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni 2.379 |
||||
|---|---|---|---|---|
(a) Escludono gli special item.
| 2016 | & Production Exploration (€ milioni) |
Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
e altre attività Corporate |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO | DISCONTINUED OPERATIONS |
OPERATIONS CONTINUING |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo | 2.567 | (391) | 723 | (681) | (61) | 2.157 | 2.157 | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 90 | (406) | 141 | (175) | (175) | |||
| Esclusione special item: | ||||||||
| oneri ambientali | 1 | 104 | 88 | 193 | 193 | |||
| svalutazioni (riprese di valore) nette | (684) | 81 | 104 | 40 | (459) | (459) | ||
| radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti | 7 | 7 | 7 | |||||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (2) | (8) | (10) | (10) | ||||
| accantonamenti a fondo rischi | 105 | 17 | 28 | 1 | 151 | 151 | ||
| oneri per incentivazione all'esodo | 24 | 4 | 12 | 7 | 47 | 47 | ||
| derivati su commodity | 19 | (443) | (3) | (427) | (427) | |||
| differenze e derivati su cambi | (3) | (19) | 3 | (19) | (19) | |||
| altro | 461 | 270 | 26 | 93 | 850 | 850 | ||
| Special item dell'utile (perdita) operativo | (73) | (89) | 266 | 229 | 333 | 333 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 2.494 | (390) | 583 | (452) | 80 | 2.315 | 2.315 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (55) | 6 | 1 | (721) | (769) | (769) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 68 | (20) | 32 | (6) | 74 | 74 | ||
| Imposte sul reddito(a) | (1.999) | 74 | (197) | 188 | (19) | (1.953) | (1.953) | |
| Tax rate (%) | 79,7 | 32,0 | 120,6 | 120,6 | ||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 508 | (330) | 419 | (991) | 61 | (333) | (333) | |
| di cui: | ||||||||
| - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi | 7 | 7 | ||||||
| - utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | (340) | (340) | ||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | (1.464) | 413 | (1.051) | |||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (120) | (120) | ||||||
| Esclusione special item | 1.244 | (413) | 831 | |||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | (340) | (340) |
(a) Escludono gli special item.
| Discontinued operations | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2015 | Exploration (€ milioni) |
& Production | Gas & Power | Refining & Marketing e Chimica |
e altre attività Corporate |
& Costruzioni Ingegneria |
Effetto eliminazione utili interni |
GRUPPO | & Costruzioni Ingegneria |
infragruppo Elisioni |
TOTALE | CONTINUING OPERATIONS | vs. discontinued operations elisioni intercompany Ripristino |
CONTINUING OPERATIONS - su base standalone |
| Utile (perdita) operativo | (959) (1.258) (1.567) | (497) | (694) | (23) (4.998) | 694 | 1.228 | 1.922 (3.076) | (4.304) | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino |
132 | 877 | 127 | 1.136 | 1.136 | 1.136 | ||||||||
| Esclusione special item: | ||||||||||||||
| oneri ambientali | 137 | 88 | 225 | 225 | 225 | |||||||||
| svalutazioni (riprese di valore) nette |
5.212 | 152 | 1.150 | 20 | 590 | 7.124 | (590) | (590) | 6.534 | 6.534 | ||||
| radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti |
169 | 169 | 169 | 169 | ||||||||||
| plusvalenze nette su cessione di asset |
(403) | (8) | 4 | 1 | (406) | (1) | (1) | (407) | (407) | |||||
| accantonamenti a fondo rischi | 226 | (5) | (10) | 211 | 211 | 211 | ||||||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 15 | 6 | 8 | 1 | 12 | 42 | (12) | (12) | 30 | 30 | ||||
| derivati su commodity | 12 | 90 | 68 | (6) | 164 | 6 | (6) | 164 | 170 | |||||
| differenze e derivati su cambi | (59) | (9) | 5 | (63) | (63) | (63) | ||||||||
| altro | 195 | 535 | 30 | 25 | 785 | 785 | 785 | |||||||
| Special item dell'utile (perdita) operativo |
5.141 | 1.000 | 1.385 | 128 | 597 | 8.251 | (597) | (6) | (603) | 7.648 | 7.654 | |||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 4.182 | (126) | 695 | (369) | (97) | 104 | 4.389 | 97 | 1.222 | 1.319 | 5.708 (1.222) | 4.486 | ||
| Proventi (oneri) finanziari netti(a) | (272) | 11 | (2) | (686) | (5) | (954) | 5 | 24 | 29 | (925) | (24) | (949) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(a) | 254 | (2) | 69 | 285 | 17 | 623 | (17) | (17) | 606 | 606 | ||||
| Imposte sul reddito(a) | (3.173) | (51) | (250) | 107 | (212) | (47) (3.626) | 212 | (53) | 159 (3.467) | 53 (3.414) | ||||
| Tax rate (%) | 76,2 | 32,8 | 89,4 | 64,3 | 82,4 | |||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 991 | (168) | 512 | (663) | (297) | 57 | 432 | 297 | 1.193 | 1.490 | 1.922 (1.193) | 729 | ||
| di competenza: | ||||||||||||||
| - interessenze di terzi | (243) | 848 | 605 | (679) | (74) | |||||||||
| - azionisti Eni | 675 | 642 | 1.317 | (514) | 803 | |||||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni |
(8.778) | 826 (7.952) | (7.952) | |||||||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino |
782 | 782 | 782 | |||||||||||
| Esclusione special item | 8.671 | (184) | 8.487 | 8.487 | ||||||||||
| Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations |
(514) | |||||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni |
675 | 642 | 1.317 | 803 |
(a) Escludono gli special item.
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Special item dell'utile (perdita) operativo | (1.990) | 333 | 8.251 |
| oneri ambientali | 208 | 193 | 225 |
| svalutazioni (riprese di valore) nette | (221) | (459) | 7.124 |
| radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti | 7 | 169 | |
| plusvalenze nette su cessione di asset | (3.283) | (10) | (406) |
| accantonamenti a fondo rischi | 448 | 151 | 211 |
| oneri per incentivazione all'esodo | 49 | 47 | 42 |
| derivati su commodity | 146 | (427) | 164 |
| differenze e derivati su cambi | (248) | (19) | (63) |
| altro | 911 | 850 | 785 |
| Oneri (proventi) finanziari | 502 | 166 | 292 |
| di cui: | |||
| riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo | 248 | 19 | 63 |
| Oneri (proventi) su partecipazioni | 372 | 817 | 488 |
| di cui: | |||
| plusvalenza da cessione | (163) | (57) | (33) |
| svalutazioni (riprese di valore) di partecipazioni | 537 | 896 | 506 |
| Imposte sul reddito | 277 | (72) | (7) |
| di cui: | |||
| svalutazione netta imposte anticipate imprese italiane | 170 | 880 | |
| svalutazioni nette imposte differite estero upstream | 6 | 860 | |
| riforma fiscale Stati Uniti | 115 | ||
| fiscalità su special item dell'utile (perdita) operativo e altro | 162 | (248) | (1.747) |
| Totale special item dell'utile (perdita) netto | (839) | 1.244 | 9.024 |
| di competenza: | |||
| - interessenze di terzi | 353 | ||
| - azionisti Eni | (839) | 1.244 | 8.671 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 5.173 | 2.494 | 4.182 |
| Gas & Power | 214 | (390) | (126) |
| Refining & Marketing e Chimica | 991 | 583 | 695 |
| Corporate e altra attività | (542) | (452) | (369) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato | (33) | 80 | 1.326 |
| 5.803 | 2.315 | 5.708 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 2.724 | 508 | 991 |
| Gas & Power | 52 | (330) | (168) |
| Refining & Marketing e Chimica | 663 | 419 | 512 |
| Corporate e altre attività | (1.041) | (991) | (663) |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidamento | (16) | 61 | 1.250 |
| 2.382 | (333) | 1.922 | |
| di cui: | |||
| Utile (perdita) netto adjusted di terzi azionisti | 3 | 7 | 605 |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza degli azionisti Eni | 2.379 | (340) | 1.317 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto | (834) | (726) | (814) |
| - Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo temine | (751) | (757) | (838) |
| - Interessi attivi verso banche | 12 | 15 | 19 |
| - Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading | (111) | (21) | 3 |
| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa | 16 | 37 | 2 |
| Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati | 837 | (482) | 160 |
| - Strumenti finanziari derivati su valute | 809 | (494) | 96 |
| - Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse | 28 | (12) | 31 |
| - Opzioni | 24 | 33 | |
| Differenze di cambio | (905) | 676 | (354) |
| Altri proventi (oneri) finanziari | (407) | (459) | (464) |
| - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 128 | 143 | 120 |
| - Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) | (264) | (312) | (291) |
| - Altri proventi (oneri) finanziari | (271) | (290) | (293) |
| (1.309) | (991) | (1.472) | |
| Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 73 | 106 | 166 |
| (1.236) | (885) | (1.306) |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | 124 | 77 | 150 |
| Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto | (353) | (370) | (615) |
| Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni | 163 | (14) | 164 |
| Dividendi | 205 | 143 | 402 |
| Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto | (38) | (33) | (6) |
| Altri proventi (oneri) netti | (33) | (183) | 10 |
| 68 | (380) | 105 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Immobilizzazioni materiali lorde | |||
| Exploration & Production | 152.608 | 165.559 | 154.064 |
| Gas & Power | 5.333 | 6.276 | 6.169 |
| Refining & Marketing e Chimica | 24.554 | 24.119 | 23.818 |
| Corporate e altra attività | 1.866 | 1.886 | 1.854 |
| Effetto eliminazione utili interni | (584) | (568) | (656) |
| 183.777 | 197.272 | 185.249 | |
| Immmobilizzazioni materiali nette | |||
| Exploration & Production | 56.833 | 64.428 | 61.495 |
| Gas & Power | 1.379 | 1.692 | 1.882 |
| Refining & Marketing e Chimica | 4.929 | 4.642 | 4.664 |
| Corporate e altre attività | 341 | 368 | 418 |
| Effetto eliminazione utili interni | (324) | (337) | (454) |
| 63.158 | 70.793 | 68.005 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 7.739 | 8.254 | 9.980 | |
| Gas & Power | 142 | 120 | 154 | |
| Refining & Marketing e Chimica | 729 | 664 | 628 | |
| Corporate e altre attività | 87 | 55 | 64 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (16) | 87 | (85) | |
| Investimenti tecnici - continuing operations | 8.681 | 9.180 | 10.741 | |
| Investimenti tecnici - discontinued operations | 561 | |||
| Investimenti tecnici | 8.681 | 9.180 | 11.302 | |
| Investimenti in partecipazioni | (510) | (1.164) | 228 | |
| Investimenti | 8.171 | 8.016 | 11.530 |
| (€ milioni) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 1.090 | 1.163 | 1.303 |
| Resto dell'Unione Europea | 316 | 331 | 444 |
| Resto dell'Europa | 387 | 460 | 1.101 |
| Africa | 5.699 | 5.004 | 5.009 |
| America | 278 | 233 | 674 |
| Asia | 898 | 1.978 | 2.186 |
| Altre aree | 13 | 11 | 24 |
| Totale estero | 7.591 | 8.017 | 9.438 |
| Investimenti tecnici - continuing operations | 8.681 | 9.180 | 10.741 |
| Italia | 17 | ||
| Resto dell'Unione Europea | 264 | ||
| Resto dell'Europa | 50 | ||
| Africa | 11 | ||
| America | 53 | ||
| Asia | 140 | ||
| Altre aree | 26 | ||
| Totale estero | 544 | ||
| Investimenti tecnici - discontinued operations | 561 | ||
| Investimenti tecnici | 8.681 | 9.180 | 11.302 |
| (€ milioni) | Debiti finanziari e obbligazioni |
Disponibilità liquide ed equivalenti |
Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa |
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa |
Totale | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | ||||||
| Breve termine | 4.528 | (7.363) | (6.219) | (209) | (9.263) | |
| Lungo termine | 20.179 | 20.179 | ||||
| 24.707 | (7.363) | (6.219) | (209) | 10.916 | ||
| 2016 | ||||||
| Breve termine | 6.675 | (5.674) | (6.404) | (385) | (5.788) | |
| Lungo termine | 20.564 | 20.564 | ||||
| 27.239 | (5.674) | (6.404) | (385) | 14.776 | ||
| 2015 | ||||||
| Breve termine | 8.396 | (5.209) | (5.028) | (685) | (2.526) | |
| Lungo termine | 19.397 | 19.397 | ||||
| 27.793 | (5.209) | (5.028) | (685) | 16.871 |
Fact Book
| (numero) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Exploration & Production Italia |
4.510 | 4.608 | 4.572 |
| Estero | 7.460 | 7.886 | 8.249 |
| 11.970 | 12.494 | 12.821 | |
| Gas & Power Italia |
2.282 | 2.032 | 2.023 |
| Estero | 2.031 | 2.229 | 2.461 |
| 4.313 | 4.261 | 4.484 | |
| Refining & Marketing e Chimica Italia |
8.580 | 8.577 | 8.635 |
| Estero | 2.336 | 2.281 | 2.360 |
| 10.916 | 10.858 | 10.995 | |
| Corporate a altra attività Italia |
5.501 | 5.693 | 5.650 |
| Estero | 234 | 229 | 246 |
| 5.735 | 5.922 | 5.896 | |
| Totale occupazione a fine periodo Italia |
20.873 | 20.910 | 20.880 |
| Estero | 12.061 | 12.626 | 13.316 |
| 32.934 | 33.536 | 34.196 | |
| di cui dirigenti | 1.007 | 1.017 | 1.054 |
| (numero) | 2017 | 2016 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Dirigenti | 1.007 | 1.017 | 1.054 |
| Quadri | 9.131 | 9.244 | 9.295 |
| Impiegati | 16.952 | 17.232 | 17.897 |
| Operai | 5.844 | 6.043 | 5.950 |
| Totale | 32.934 | 33.536 | 34.196 |
DATI INFRANNUALI
| 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |||
| Ricavi della gestione caratteristica | 18.047 | 15.643 | 15.684 | 17.545 | 66.919 | 13.344 | 13.416 | 13.195 | 15.807 | 55.762 | 21.038 | 20.279 | 15.903 | 15.066 | 72.286 |
| Utile (perdita) operativo | 2.111 | 563 | 998 | 4.340 | 8.012 | 105 | 220 | 192 | 1.640 | 2.157 | 1.770 | 1.605 | 248 | (6.699) | (3.076) |
| Utile (perdita) operativo adjusted: | 1.834 | 1.019 | 947 | 2.003 | 5.803 | 583 | 188 | 258 | 1.286 | 2.315 | 1.795 | 1.823 | 943 | 1.147 | 5.708 |
| Exploration & Production | 1.415 | 845 | 1.046 | 1.867 | 5.173 | 95 | 355 | 644 | 1.400 | 2.494 | 1.080 | 1.585 | 919 | 598 | 4.182 |
| Gas & Power | 338 | (146) | (193) | 215 | 214 | 285 | (229) | (374) | (72) | (390) | 294 | 31 | (469) | 18 | (126) |
| Refining & Marketing e Chimica | 189 | 352 | 337 | 113 | 991 | 177 | 156 | 175 | 75 | 583 | 121 | 105 | 335 | 134 | 695 |
| Corporate e altre attività | (115) | (160) | (151) | (116) | (542) | (90) | (126) | (118) | (118) | (452) | (89) | (123) | (56) | (101) | (369) |
| Effetto eliminazione | |||||||||||||||
| degli utili interni e altre elisioni | 7 | 128 | (92) | (76) | (33) | 116 | 32 | (69) | 1 | 80 | 389 | 225 | 214 | 498 | 1.326 |
| Utile (perdita) netto(b) | 965 | 18 | 344 | 2.047 | 3.374 | (796) | (446) | (562) | 340 | (1.464) | 832 | (97) | (790) | (8.723) | (8.778) |
| - continuing operations | 965 | 18 | 344 | 2.047 | 3.374 | (383) | (446) | (562) | 340 | (1.051) | 787 | 498 | (783) | (8.454) | (7.952) |
| - discontinued operations | (413) | (413) | 45 | (595) | (7) | (269) | (826) | ||||||||
| Investimenti tecnici | 2.831 | 2.092 | 1.570 | 2.188 | 8.681 | 2.455 | 2.424 | 2.051 | 2.250 | 9.180 | 2.684 | 3.150 | 2.210 | 2.697 | 10.741 |
| Investimenti in partecipazioni | 36 | 14 | 453 | 7 | 510 | 1.124 | 28 | 6 | 6 | 1.164 | 61 | 47 | 63 | 57 | 228 |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 14.931 | 15.467 | 14.965 | 10.916 | 10.916 | 12.222 | 13.814 | 16.008 | 14.776 | 14.776 | 15.140 | 16.477 | 18.414 | 16.871 | 16.871 |
(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.
(b) Di competenza Eni.
| 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||||
| Prezzo medio del greggio Brent dated(a) | 53,78 | 49,83 | 52,08 | 61,39 | 54,27 | 33,89 | 45,57 | 45,85 | 49,46 | 43,69 | 53,97 | 61,92 | 50,26 | 43,69 | 52,46 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,065 | 1,101 | 1,175 | 1,177 | 1,130 | 1,102 | 1,129 | 1,116 | 1,079 | 1,107 | 1,126 | 1,105 | 1,112 | 1,095 | 1,110 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 50,51 | 45,25 | 44,34 | 52,14 | 48,03 | 30,75 | 40,36 | 41,08 | 45,84 | 39,47 | 47,93 | 56,04 | 45,20 | 39,90 | 47,26 |
| Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | 4,2 | 5,3 | 6,4 | 4,3 | 5,0 | 4,2 | 4,6 | 3,3 | 4,7 | 4,2 | 7,6 | 9,1 | 10,0 | 6,6 | 8,3 |
| (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.
Principali dati operativi
| 2017 | 2016 | 2015 | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |||||
| Produzione di petrolio | (mgl barili/giorno) | 832 | 827 | 885 | 861 | 852 | 890 | 852 | 864 | 906 | 878 | 860 | 903 | 868 | 998 | 908 |
| Produzione di gas naturale | (mln mc/giorno) | 149 | 146 | 142 | 159 | 149 | 134 | 133 | 131 | 147 | 136 | 130 | 132 | 130 | 138 | 133 |
| Produzione di idrocarburi | (mgl boe/giorno) | 1.795 | 1.771 | 1.803 | 1.892 | 1.816 | 1.754 | 1.715 | 1.710 | 1.856 | 1.759 | 1.697 | 1.754 | 1.703 | 1.884 | 1.760 |
| Italia | 154 | 100 | 136 | 146 | 134 | 154 | 96 | 125 | 159 | 133 | 165 | 173 | 168 | 169 | 169 | |
| Resto d'Europa | 202 | 218 | 174 | 163 | 189 | 190 | 188 | 187 | 240 | 201 | 186 | 181 | 182 | 192 | 185 | |
| Africa Settentrionale | 483 | 453 | 455 | 542 | 483 | 450 | 478 | 453 | 464 | 462 | 459 | 457 | 455 | 524 | 473 | |
| Egitto | 224 | 226 | 230 | 240 | 230 | 166 | 173 | 185 | 216 | 185 | 179 | 224 | 192 | 160 | 189 | |
| Africa Sub-Sahariana | 302 | 345 | 374 | 365 | 347 | 343 | 350 | 330 | 334 | 339 | 342 | 343 | 336 | 343 | 341 | |
| Kazakhstan | 142 | 136 | 118 | 130 | 132 | 118 | 90 | 103 | 133 | 111 | 100 | 98 | 82 | 100 | 95 | |
| Resto dell'Asia | 93 | 108 | 137 | 139 | 119 | 132 | 141 | 133 | 103 | 127 | 109 | 113 | 117 | 201 | 135 | |
| America | 172 | 164 | 160 | 144 | 160 | 178 | 174 | 171 | 184 | 177 | 128 | 140 | 148 | 170 | 147 | |
| Australia e Oceania | 23 | 21 | 19 | 23 | 22 | 23 | 25 | 23 | 23 | 24 | 29 | 25 | 23 | 25 | 26 | |
| Produzione venduta | (mln boe) | 151,3 | 149,7 | 156,3 | 165,0 | 622,3 | 151,5 | 147,5 | 148,5 | 161,1 | 608,6 | 144,5 | 153,6 | 149,8 | 166,2 | 614,1 |
| Vendite di gas naturale a terzi | (mld mc) | 20,64 | 16,54 | 15,16 | 19,00 | 71,34 | 21,01 | 18,51 | 17,03 | 20,69 | 77,24 | 23,47 | 20,38 | 18,30 | 20,07 | 82,22 |
| Autoconsumo di gas naturale | 1,59 | 1,40 | 1,55 | 1,64 | 6,18 | 1,53 | 1,31 | 1,60 | 1,66 | 6,10 | 1,54 | 1,28 | 1,51 | 1,55 | 5,88 | |
| Vendite a terzi e autoconsumo | 22,23 | 17,94 | 16,71 | 20,64 | 77,52 | 22,54 | 19,82 | 18,63 | 22,35 | 83,34 | 25,01 | 21,66 | 19,81 | 21,62 | 88,10 | |
| Vendite di gas naturale delle società Totale vendite e autoconsumi collegate (quota Eni) |
1,05 | 0,69 | 0,73 | 0,84 | 3,31 | 0,75 | 0,66 | 0,65 | 0,91 | 2,97 | 0,61 | 0,73 | 0,68 | 0,76 | 2,78 | |
| di gas naturale | 23,28 | 18,63 | 17,44 | 21,48 | 80,83 | 23,29 | 20,48 | 19,28 | 23,26 | 86,31 | 24,84 | 21,57 | 19,78 | 21,53 | 87,72 | |
| Vendite di energia elettrica | (TWh) | 9,37 | 8,39 | 8,91 | 8,66 | 35,33 | 9,45 | 8,64 | 9,17 | 9,79 | 37,05 | 8,47 | 8,35 | 9,00 | 9,06 | 34,88 |
| Vendite di prodotti petroliferi: | (mln ton) | 7,93 | 8,25 | 8,56 | 8,46 | 33,19 | 7,69 | 8,70 | 8,65 | 8,37 | 33,40 | 8,36 | 9,43 | 8,85 | 8,60 | 35,24 |
| Rete Italia | 1,42 | 1,54 | 1,56 | 1,49 | 6,01 | 1,37 | 1,50 | 1,59 | 1,47 | 5,93 | 1,36 | 1,51 | 1,58 | 1,51 | 5,96 | |
| Extrarete Italia | 1,68 | 1,98 | 2,04 | 1,94 | 7,64 | 1,84 | 2,01 | 2,23 | 2,08 | 8,16 | 1,69 | 1,99 | 2,17 | 1,99 | 7,84 | |
| Rete resto d'Europa | 0,58 | 0,65 | 0,68 | 0,62 | 2,53 | 0,63 | 0,71 | 0,72 | 0,61 | 2,66 | 0,69 | 0,79 | 0,77 | 0,68 | 2,93 | |
| Extrarete resto d'Europa | 0,68 | 0,78 | 0,79 | 0,77 | 3,02 | 0,70 | 0,81 | 0,83 | 0,84 | 3,18 | 1,08 | 0,98 | 0,90 | 0,87 | 3,83 | |
| Extrarete altro estero | 0,11 | 0,11 | 0,11 | 0,12 | 0,45 | 0,10 | 0,11 | 0,11 | 0,11 | 0,43 | 0,10 | 0,11 | 0,11 | 0,11 | 0,43 | |
| Altre vendite | 3,46 | 3,19 | 3,38 | 3,52 | 13,54 | 3,05 | 3,57 | 3,17 | 3,26 | 13,05 | 3,44 | 4,05 | 3,33 | 3,43 | 14,25 | |
| (densità media di riferimento 32,35 ° API, densità relativa 0,8636) | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 barile | (bl) | 158,987 | l petrolio(a) 0,159 m3 | petrolio | 162,602 | m3 gas |
5.458 | ft3 gas |
||
| 5.800.000 | btu | |||||||||
| 1 barile/g | (bl/g) | ~50 | t/anno | |||||||
| 1 metro cubo | (m3 ) |
1.000 | l petrolio | 6,47 bl | 1.033 | m3 gas |
36.481 | ft3 gas |
||
| 1 tonnellata equivalente di petrolio | (tep) | 1.160,49 | l petrolio | 7,299 bl | 1,161 | m3 petrolio | 1.187 | m3 gas |
41.911 | ft3 gas |
| 1 metro cubo | (m3 ) |
0,976 | l petrolio 0,00647 bl | 35.314,67 | btu | 35.315 | ft3 gas |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1.000 piedi cubi | (ft3 ) |
27,637 | l petrolio 0,1742 bl | 1.000.000 | btu | 27,317 | m3 gas |
0,02386 | tep | |
| 1.000.000 british thermal unit | (btu) | 27,4 | l petrolio | 0,17 bl | 0,027 | m3 petrolio |
28,3 | m3 gas |
1.000 | ft3 gas |
| 1 tonnellata di GNL | (tGNL) | 1,2 | tep | 8,9 bl0 | 52.000.000 | btu | 52.000 | ft3 gas |
| 1 megawattora = 1.000 kWh | (MWh) | 93,532 | l petrolio 0,5883 bl | 0,0955 | m3 petrolio |
94,488 | m3 gas |
3.412,14 | ft3 gas |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 terajoule | (Tj) | 25.981,45 | l petrolio 163,42 bl | 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 bl0 | 0,109 | m3 petrolio |
112,4 | m3 gas |
3.968,3 | ft3 gas |
(a) l petrolio: litri di petrolio.
| 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 |
| metro (m) | pollice (in) | piede (ft) | iarda (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 |
| piede cubo (ft3 ) |
barile (bl) | litro (l) | metro cubo (m3 ) |
|
|---|---|---|---|---|
| ft3 | 1 | 0 | 28,32 | 0,02832 |
| bl | 5,458 | 1 | 159 | 0,158984 |
| l | 0,035315 | 0,0065 | 1 | 0,001 |
| m3 | 35,31485 | 6,2898 | 10 3 | 1 |
Eni SpA
Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma - Italia Capitale Sociale al 31 dicembre 2017: € 4.005.358.876,00 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006
Via Emilia, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia Piazza Ezio Vanoni, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia
Relazione Finanziaria Annuale redatta ai sensi dell'art. 154-ter c. 1 del D.Lgs. 58/1998 Integrated Annual Report Annual Report on Form 20-F redatto per il deposito presso la US Securities and Exchange Commission Fact Book (in italiano e in inglese) Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno redatta ai sensi dell'art. 154-ter c. 2 del D.Lgs. 58/1998 Interim consolidated report as of June 30 Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari redatta ai sensi dell'art. 123-bis del D.Lgs. 58/1998 (in italiano e in inglese) Relazione sulla Remunerazione redatta ai sensi dell'art. 123-ter del D.Lgs. 58/1998 (in italiano e in inglese)
Eni in 2017 – Summary Annual Review (in inglese) Eni For 2017 – Sustainability Report (in italiano e in inglese)
Sito internet
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