Annual Report • May 12, 2016
Annual Report
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Fact Book 2015
Siamo un'impresa integrata nell'energia, impegnata a crescere nell'attività di ricerca, produzione, trasporto, trasformazione e commercializzazione di petrolio e gas naturale. Tutti gli uomini e le donne di Eni hanno una passione per le sfide, il miglioramento continuo, l'eccellenza e attribuiscono un valore fondamentale alla persona, all'ambiente e all'integrità.
Austria, Belgio, Cipro, Croazia, Francia, Germania, Grecia, Groenlandia, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Norvegia, Paesi Bassi, Portogallo, Regno Unito, Repubblica Ceca, Repubblica Slovacca, Romania, Slovenia, Spagna, Svizzera, Turchia, Ucraina, Ungheria
Algeria, Angola, Congo, Costa d'Avorio, Egitto, Gabon, Ghana, Kenia, Liberia, Libia, Mozambico, Nigeria, Sudafrica, Tunisia
Arabia Saudita, Australia, Cina, Corea del Sud, Emirati Arabi Uniti, Giappone, India, Indonesia, Iraq, Kazakhstan, Kuwait, Malesia, Myanmar, Oman, Pakistan, Russia, Singapore, Taiwan, Timor Leste, Turkmenistan, Vietnam
AMERICA Argentina, Canada, Ecuador, Messico, Stati Uniti, Trinidad & Tobago, Venezuela
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 |
|---|---|
| Modello di business | 10 |
| Obiettivi, driver di risultato e performance 2015 |
12 |
| Exploration & Production | 17 |
| Gas & Power | 43 |
| Refining & Marketing | 51 |
| Tavole | |
| Dati Economico-Finanziari | 61 |
| Personale | 72 |
| Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione |
73 |
| Dati infrannuali | 93 |
Eni è un'impresa integrata che opera in tutta la filiera dell'energia in 66 Paesi nel mondo.
La solidità del portafoglio di asset petroliferi convenzionali e a costi competitivi nonché della base risorse con opzioni di monetizzazione anticipata garantiscono l'elevata redditività del business upstream Eni. La forte presenza nel mercato del gas e del GNL e le competenze commerciali consentono di cogliere sinergie e di perseguire opportunità e progetti congiunti nella catena del valore degli idrocarburi. Le strategie, i processi decisionali di allocazione delle risorse e la conduzione ordinaria del business (day-by-day operations) sono ispirati al principio cardine della creazione di valore sostenibile per gli azionisti e, più in generale, per gli stakeholder, nel rispetto dei Paesi in cui Eni opera e delle persone che lavorano in e con Eni. Il modo di operare di Eni fondato sull'eccellenza operativa, l'attenzione alla salute, alla sicurezza e all'ambiente è volto alla prevenzione e alla riduzione dei rischi operativi.
Nel 2015, il processo di trasformazione del Gruppo avviato nel 2014 precorrendo il marcato trend decrescente dello scenario petrolifero, è proseguito conseguendo risultati fondamentali in termini di crescita nel core business Oil & Gas, di ristrutturazione degli assetti produttivi degli altri business, di razionalizzazione ed efficienza organizzativa.
L'utile operativo adjusted1 è stato di €4,1 miliardi con una diminuzione del 64% (pari a €7,34 miliardi) attribuibile principalmente all'upstream (-€7,44 miliardi, -64%), determinata dall'effetto scenario/cambio per €8,8 miliardi parzialmente compensato dalla crescita produttiva e recuperi di efficienza per €2,2 miliardi mentre i minori benefici una tantum delle rinegoziazioni dei contratti gas hanno pesato per €0,7 miliardi.
L'utile netto adjusted di €0,33 miliardi evidenzia un peggioramento di €3,52 miliardi rispetto al 2014 (-91%) per effetto della flessione della performance operativa e dell'incremento del tax rate per effetto scenario.
La generazione di cassa è stata robusta a €12,19 miliardi, in riduzione del 15%, nonostante la caduta del prezzo del Brent, -47% a 53 \$/bl. Tale flusso di cassa, unitamente agli incassi da dismissioni di €2,26 miliardi, ha consentito di finanziare la gran parte dei fabbisogni relativi agli investimenti esplorativi e nella crescita e al pagamento di dividendi agli azionisti Eni per €3,46 miliardi.
Al 31 dicembre 2015 il leverage è pari a 0,31. L'indebitamento finanziario netto è pari a €16,86 miliardi. Con il closing dell'operazione Saipem, il debito netto si riduce di €4,8 miliardi e il leverage proforma si ridetermina in 0,22.
Cessione di Saipem > Il 22 gennaio 2016 è avvenuto il closing degli accordi raggiunti il 27 ottobre 2015 per la cessione al Fondo Strategico Italiano (FSI) di una quota del 12,503% del capitale sociale di Saipem e la contestuale entrata in vigore del patto parasociale con Eni che determina la classificazione di Saipem quale controllata congiunta. L'operazione Saipem è in linea con la strategia Eni di (i) focalizzare le risorse nel core business upstream, rendendo disponibili ulteriori fonti finanziarie da reinvestire nello sviluppo delle ingenti risorse minerarie recentemente scoperte; (ii) rafforzare la struttura patrimoniale.
Cessione di Versalis > In corso di definizione un accordo con un partner industriale che, acquisendo una quota di controllo della società interamente controllata Versalis SpA, affiancherà Eni nella realizzazione del piano industriale necessario per lo sviluppo del settore.
Produzione di idrocarburi > 1,76 milioni di boe/giorno con un incremento del 10,1% rispetto al 2014 grazie al contributo degli avvii e dei ramp-up di giacimenti avviati a fine 2014 (+139 mila boe/giorno) principalmente in Angola, Venezuela, Stati Uniti e Regno Unito, delle maggiori produzioni in Libia e Iraq nonché per effetto del recupero dei crediti per investimenti vantati verso l'Iran.
Scoperta Zohr > Conseguita la scoperta a gas di rilevanza mondiale in Egitto presso il prospetto esplorativo Zohr nelle acque profonde del Mar Mediterraneo. Il giacimento ha il potenziale di contenere fino a
(1) Non-GAAP measure. Escludono oltre alle consuete voci "profit/loss on stock" e special item, anche l'effetto dell'elisione degli utili sulle transazioni intercompany verso i settori in fase di dismissione Ingegneria & Costruzioni e Chimica.
850 miliardi di metri cubi di gas in posto. Il piano di sviluppo è stato approvato nel febbraio 2016 con first gas atteso nel 2017.
Successi esplorativi > Nel 2015 è proseguito il track record di successi esplorativi con circa 1,4 miliardi di boe di risorse accertate, rispetto a 0,5 miliardi previsti a piano, al costo unitario di \$0,7 al barile. Oltre a Zohr, i principali successi esplorativi dell'anno (Nkala Marine in Congo, Nooros in Egitto, Area D in Libia, Merakes in Indonesia) sono stati realizzati near-field in linea con la nuova strategia Eni nell'esplorazione che punta a scoperte con ridotto time-to-market e benefici immediati sul cash flow.
Sicurezza delle persone > Nel 2015 è proseguito il programma "Eni in safety" finalizzato alla comunicazione e formazione delle persone Eni in materia di sicurezza. L'iniziativa e gli altri investimenti nel campo della sicurezza hanno consentito di registrare una riduzione del 42,4% degli indici di frequenza degli infortuni della forza lavoro (-27,6% per i dipendenti e -48,6% per i contrattisti), confermando per l'undicesimo anno consecutivo il trend di miglioramento.
L'indice di gravità degli infortuni ha registrato un significativo miglioramento (-36% rispetto al 2014) grazie alla minore gravità degli infortuni registrata tra i contrattisti.
Cambiamento climatico > Nel 2015 Eni e le altre aziende partecipanti alla Oil & Gas Climate Initiative, in una dichiarazione congiunta di collaborazione, hanno confermato l'impegno per limitare l'aumento medio della temperatura globale sotto i 2 gradi. Inoltre Eni insieme ad altre 5 compagnie Oil & Gas europee ha sollecitato alla United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) e alla COP21, l'introduzione di sistemi di tariffazione delle emissioni di anidride carbonica creando quadri normativi chiari, stabili e più ambiziosi al fine di armonizzare i diversi sistemi nazionali.
Indici di sostenibilità > Confermata per il nono anno consecutivo l'inclusione di Eni nel Dow Jones Sustainability World Index, l'indice di sostenibilità che include i titoli delle società che si distinguono per l'eccellenza dei risultati conseguiti nella sostenibilità in ciascun settore e nell'indice FTSE4Good, uno tra i più prestigiosi indici borsistici mondiali di valutazione della responsabilità sociale delle imprese a conferma dell'eccellenza Eni in ambito di sostenibilità ambientale, rispetto dei diritti umani, corporate governance e trasparenza, relazioni con gli stakeholder.
A partire dalla seconda metà del 2015 il prezzo del petrolio ha registrato una rilevante contrazione, raggiungendo nel mese di gennaio 2016 livelli inferiori a 30 \$/bl. Nel periodo di Piano, il prezzo del petrolio è atteso in graduale crescita fino a 65 \$/bl nel 2019 a seguito del progressivo riequilibrio del mercato.
In tale contesto la strategia è stata declinata tenendo in considerazione tre differenti orizzonti temporali:
Nel breve-medio termine l'obiettivo prioritario della generazione di cassa sarà perseguito attraverso mirate azioni industriali nei business, investimenti selettivi e focalizzati principalmente in E&P, nonché ulteriori azioni di contenimento dei costi. In particolare nella definizione del piano di investimenti sono stati privilegiati progetti ad elevato valore e con ritorni accelerati: il Piano 2016-19 prevede una spesa di €37 miliardi in diminuzione, a cambi omogenei, del 21% rispetto al Piano precedente. La riduzione è essenzialmente riferita al settore E&P nonostante lo spending incrementale relativo alla nuova scoperta nel campo di Shorouk (Egitto) e beneficia del rephasing/riconfigurazione di progetti e alle rinegoziazioni contrattuali.
Il Piano 2016-19 programma dismissioni pari a circa €7 miliardi, ante imposte ed esclusa l'operazione Saipem, derivanti dalla monetizzazione anticipata delle scoperte esplorative, nonché dall'ulteriore ri-focalizzazione del portafoglio di attività sul core business.
L'effetto combinato delle azioni industriali di sviluppo in E&P, della ristrutturazione dei business mid-downstream e delle diffuse azioni di contenimento dei costi consentiranno di ridurre in modo significativo il livello di Brent di break-even di cassa raggiungendo una cash neutrality organica (incluso floor dividend) nel 2017 ad un prezzo pari a circa 60 \$/bl.
Nonostante il deterioramento dello scenario, in considerazione del processo di trasformazione del Gruppo e degli obiettivi di piano la Società proporrà un dividendo 2016 di €0,8 per azione.
Grazie alla trasformazione attuata dal management, Eni può fare leva su di un eccellente posizionamento competitivo, ulteriormente rafforzato dai recenti successi esplorativi, una robusta pipeline di progetti e una solida struttura finanziaria per affrontare al meglio lo scenario.
Le azioni definite nel piano strategico 2016-2019 coniugano le esigenze di efficienza, selezione dello spending e disciplina di bilancio con quella di una crescita profittevole e sostenibile nel core business Oil & Gas, ponendo le basi per un robusto recupero di redditività anche in un contesto complesso come quello corrente.
Di seguito sono esplicitate le principali leve strategiche identificate dal management, i risultati raggiunti nel 2015 grazie al processo di trasformazione e gli obiettivi previsti nel prossimo quadriennio.
| Leve strategiche del Gruppo | Risultati 2015 | Piano 2016-2019 |
|---|---|---|
| Crescita efficiente e di valore | - Produzione di idrocarburi: +10,1% | - Produzione di idrocarburi: >+3% |
| - Investimenti nell'upstream: €10,2 mld | - Investimenti nell'upstream: -18% vs piano precedente | |
| - Risorse esplorative: 1,4 mld boe al costo unitario di \$0,7/bl |
- Risorse esplorative: 1,6 mld boe al costo unitario di \$2,3/bl | |
| Ristrutturazione | - G&P: EBIT adjusted prossimo al break-even | - G&P: EBIT adjusted al break-even strutturale dal 2017 |
| - R&M: ritorno al risultato operativo positivo | - R&M: utile operativo adjusted pari a €0,7 mld nel 2019 | |
| - Margine di raffinazione di break-even: \$5/bl | - Margine di raffinazione di break-even: \$3/bl | |
| - Riduzione costi generali e amministrativi: €0,6 mld | - Riduzione costi generali e amministrativi: €2,5 mld al 2019 | |
| Trasformazione | - Dismissioni: €7 mld inclusa operazione Saipem | - Dismissioni: €7 mld |
| Principali dati economico-finanziari (a)(b) | (€ milioni) | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica - continuing operations | 107.690 | 127.109 | 98.547 | 93.187 | 67.740 | |
| Utile (perdita) operativo - continuing operations | 16.803 | 15.208 | 7.867 | 7.585 | (2.781) | |
| Special items | 1.540 | 4.692 | 2.910 | 1.572 | 5.762 | |
| Utile (perdita) da magazzino | (1.113) | (17) | 503 | 1.290 | 814 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations | 17.230 | 19.883 | 11.280 | 10.447 | 3.795 | |
| Exploration & Production | 16.075 | 18.537 | 14.643 | 11.551 | 4.108 | |
| Gas & Power | (247) | 398 | (622) | 168 | (126) | |
| Refining & Marketing | (539) | (289) | (472) | (65) | 387 | |
| Chimica | (273) | (483) | ||||
| Ingegneria & Costruzioni | 1.443 | 1.485 | ||||
| Corporate e altre attività | (492) | (547) | (542) | (443) | (369) | |
| Eliminazione utili interni e altre elisioni | 1.263 | 782 | (1.727) | (764) | (205) | |
| Utile (perdita) netto di Gruppo(*) | 6.860 | 7.790 | 5.160 | 1.291 | (8.783) | |
| di cui: continuing operations | 6.902 | 4.200 | 3.472 | 101 | (7.680) | |
| discontinued operations | (42) | 3.590 | 1.688 | 1.190 | (1.103) | |
| Utile (perdita) netto adjusted di Gruppo(*) | 6.969 | 7.325 | 4.430 | 3.707 | 436 | |
| di cui: continuing operations | 6.938 | 7.130 | 2.499 | 2.200 | (698) | |
| discontinued operations | 31 | 195 | 1.931 | 1.507 | 1.134 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 14.382 | 12.567 | 11.026 | 15.110 | 11.903 | |
| di cui: continuing operations | 13.763 | 12.552 | 9.132 | 13.162 | 11.181 | |
| discontinued operations | 619 | 15 | 1.894 | 1.948 | 722 | |
| Investimenti tecnici | 13.438 | 13.561 | 12.800 | 12.240 | 11.556 | |
| di cui: continuing operations | 11.909 | 12.805 | 11.584 | 11.264 | 10.775 | |
| discontinued operations | 1.529 | 756 | 1.216 | 976 | 781 | |
| Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 60.393 | 62.417 | 61.049 | 62.209 | 53.669 | |
| Indebitamento finanziario netto | 28.032 | 15.069 | 14.963 | 13.685 | 16.863 | |
| Leverage | 0,46 | 0,24 | 0,25 | 0,22 | 0,31 | |
| Capitale investito netto | 88.425 | 77.486 | 76.012 | 75.894 | 70.532 | |
| di cui: Exploration & Production | 42.024 | 42.369 | 45.699 | 47.629 | 50.522 | |
| Gas & Power | 12.367 | 10.597 | 8.462 | 9.031 | 5.803 | |
| Refining & Marketing | 9.188 | 8.871 | 8.737 | 6.738 | 5.492 |
(a) I risultati dei settori in fase di dismissione, Saipem e Versalis, sono stati rilevati come discontinued operations secondo i criteri di cui all'IFRS 5. I dati degli anni 2013-2014 sono stati oggetto di restatement.
(b) I risultati degli esercizi 2011 e 2012 rilevano come discontinued operations i soli Business Regolati Italia, ceduti nel 2012.
(*) Di competenza azionisti Eni.
| Principali indicatori di mercato | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo medio greggio Brent dated(a) | 111,27 | 111,58 | 108,66 | 98,99 | 52,46 |
| Cambio medio EUR/USD(b) | 1,392 | 1,285 | 1,328 | 1,329 | 1,110 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 79,94 | 86,83 | 81,82 | 74,48 | 47,26 |
| Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | 1,82 | 4,12 | 2,43 | 3,21 | 8,32 |
| Euribor - euro a tre mesi (%) |
1,40 | 0,60 | 0,22 | 0,21 | (0,02) |
(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. Eni in sintesi Principali dati
| Principali indicatori di performance | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Corporate(a) | ||||||
| Dipendenti in servizio a fine periodo(*) | (numero) | 72.574 | 79.405 | 30.970 | 29.403 | 29.053 |
| di cui: - donne(**) | 12.542 | 12.847 | 7.504 | 7.370 | 7.254 | |
| - all'estero | 45.516 | 52.008 | 13.343 | 12.672 | 12.333 | |
| Donne in posizioni manageriali(**) (dirigenti e quadri) | (%) | 18,5 | 18,9 | 23,5 | 23,8 | 24,2 |
| Indice di frequenza infortuni dipendenti | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,65 | 0,57 | 0,28 | 0,29 | 0,21 |
| Indice di frequenza infortuni contrattisti | 0,57 | 0,45 | 0,49 | 0,35 | 0,18 | |
| Fatality index | (infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 | 1,94 | 1,10 | 0,00 | 1,08 | 0,39 |
| Oil spill operativi | (barili) | 7.295 | 3.759 | 1.762 | 1.161 | 1.603 |
| Emissioni dirette di gas serra (GHG) | (mln ton CO2 eq) |
49,1 | 52,8 | 43,9 | 38,9 | 38,5 |
| Costi di ricerca e sviluppo(b) | (€ milioni) | 190 | 211 | 142 | 134 | 139 |
| Spese per il territorio(c) | (€ milioni) | 101 | 91 | 100 | 96 | 97 |
| Exploration & Production | ||||||
| Riserve certe di idrocarburi | (mln boe) | 7.086 | 7.166 | 6.535 | 6.602 | 6.890 |
| Vita utile residua delle riserve | (anni) | 12,3 | 11,5 | 11,1 | 11,3 | 10,7 |
| Produzione di petrolio | (mgl barili/g) | 845 | 882 | 833 | 828 | 908 |
| Produzione di gas naturale | (mln mc/g) | 116 | 127 | 122 | 120 | 133 |
| Produzione di idrocarburi | (mgl boe/g) | 1.581 | 1.701 | 1.619 | 1.598 | 1.760 |
| Gas & Power | ||||||
| Vendite delle società consolidate (include autoconsumo) | (mld mc) | 84,37 | 84,30 | 83,60 | 81,73 | 84,94 |
| Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) | 9,53 | 8,29 | 6,96 | 4,38 | 2,78 | |
| Totale vendite e autoconsumi G&P | 93,90 | 92,59 | 90,56 | 86,11 | 87,72 | |
| Vendite gas E&P in Europa e nel Golfo del Messico | 2,86 | 2,73 | 2,61 | 3,06 | 3,16 | |
| Totale vendite gas mondo | 96,76 | 95,32 | 93,17 | 89,17 | 90,88 | |
| Vendite di energia elettrica | (TWh) | 40,28 | 42,58 | 35,05 | 33,58 | 34,88 |
| Refining & Marketing | ||||||
| Lavorazioni in conto proprio | (mln ton) | 31,96 | 30,01 | 27,38 | 25,03 | 26,41 |
| Capacità bilanciata delle raffinerie interamente possedute | (mgl barili/g) | 767 | 767 | 787 | 617 | 548 |
| Vendite di prodotti petroliferi | (mln ton) | 45,02 | 48,33 | 35,41 | 34,59 | 35,24 |
| Vendite di prodotti petroliferi rete Europa | 11,37 | 10,87 | 9,69 | 9,21 | 8,89 | |
| Stazioni di servizio a fine periodo | (numero) | 6.287 | 6.384 | 6.386 | 6.220 | 5.846 |
| Erogato medio per stazione di servizio | (mgl litri/a) | 2.206 | 2.064 | 1.828 | 1.725 | 1.754 |
(a) Relativi alle continuing operations. A seguito del piano di cessione di Saipem e Versalis, i dati del 2015 non includono il contributo dei settori in dismissione. I valori degli esercizi 2013-2014 sono stati oggetto di restatement. I dati degli esercizi 2011 e 2012 non includono il contributo dei soli Business Regolati Italia, ceduti nel 2012.
(b) Al netto dei costi generali e amministrativi.
(c) Comprensivi di investimenti per il territorio a favore delle comunità, liberalità, contributi assicurativi, sponsorizzazioni, contributi a Fondazione Eni Enrico Mattei e a Eni Foundation.
(*) Si veda a pag. 72 il dettaglio per settore di attività.
(**) Non includono i dipendenti delle società consolidate con metodo proporzionale.
| Dati per azione | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto(a)(b)(*) | (€) | 1,90 | 1,16 | 0,96 | 0,03 | (2,13) |
| Dividendo | 1,04 | 1,08 | 1,10 | 1,12 | 0,80 | |
| Dividendi pagati nell'esercizio(c) | (€ milioni) | 3.695 | 3.840 | 3.949 | 4.006 | 3.457 |
| Cash flow(*) | (€) | 3,97 | 3,41 | 3,20 | 3,65 | 3,10 |
| Dividend yield(d) | (%) | 6,6 | 5,9 | 6,5 | 7,6 | 5,7 |
| Utile (perdita) netto per ADR(b)(e)(*) | (USD) | 5,29 | 2,98 | 2,55 | 0,08 | (4,73) |
| Dividendo per ADR(e) | 2,73 | 2,82 | 2,99 | 2,65 | 1,77 | |
| Cash flow per ADR(e) | 11,05 | 8,77 | 8,49 | 9,69 | 6,89 | |
| Dividend yield per ADR(d)(e) | (%) | 6,6 | 5,9 | 6,5 | 7,6 | 5,7 |
| Pay-out | 55 | 50 | 80 | 313 | (33) | |
| Numero di azioni a fine periodo | (milioni) | 4.005,4 | 3.634,2 | 3.634,2 | 3.634,2 | 3.634,2 |
| Numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio(f) (interamente diluito) | 3.622,7 | 3.622,8 | 3.622,8 | 3.610,4 | 3.601,1 | |
| TSR | (%) | 5,1 | 22,0 | 1,3 | (11,9) | 1,1 |
(*) Da continuing operations. I risultati dei settori in fase di dismissione, Saipem e Versalis, sono stati rilevati come discontinued operations secondo i criteri di cui all'IFRS 5. I dati degli anni 2013-2014 sono stati oggetto di restatement. I risultati degli esercizi 2011 e 2012 rilevano come discontinued operations i soli Business Regolati Italia, ceduti nel 2012.
(a) Calcolato sul numero medio delle azioni di Eni in circolazione durante l'esercizio.
(b) Di competenza degli azionisti Eni
(c) L'importo 2015 è stimato.
(d) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.
(e) Un ADR rappresenta 2 azioni. I dati di utile e cash flow in USD sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in dollari sono convertiti al cambio di pagamento.
(f) Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
| Informazioni riguardanti le azioni | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzo per azione - Borsa di Milano | ||||||
| Massimo | (€) | 18,42 | 18,70 | 19,48 | 20,41 | 17,43 |
| Minimo | 12,17 | 15,25 | 15,29 | 13,29 | 13,14 | |
| Medio | 15,95 | 17,18 | 17,57 | 17,83 | 15,47 | |
| Fine periodo | 16,01 | 18,34 | 17,49 | 14,51 | 13,80 | |
| Prezzo per ADR(a) - New York Stock Exchange | ||||||
| Massimo | (USD) | 53,74 | 49,44 | 52,12 | 55,30 | 39,29 |
| Minimo | 32,98 | 36,85 | 40,39 | 32,81 | 29,28 | |
| Medio | 44,41 | 44,24 | 46,68 | 47,37 | 34,31 | |
| Fine periodo | 41,27 | 49,14 | 48,49 | 34,91 | 29,80 | |
| Media giornaliera degli scambi | (mln di azioni) | 22,85 | 15,63 | 15,44 | 17,21 | 20,30 |
| Controvalore | (€ milioni) | 355,0 | 267,0 | 271,4 | 304,0 | 312,0 |
| Numero azioni in circolazione nell'anno(b) | (mln di azioni) | 3.622,7 | 3.622,8 | 3.622,8 | 3.610,4 | 3.601,1 |
| Capitalizzazioni di borsa(c) | ||||||
| EUR | (mld) | 58,0 | 66,4 | 63,4 | 52,4 | 50,2 |
| USD | 75,0 | 87,7 | 87,4 | 63,6 | 55,7 |
(a) Il rapporto di conversione tra ADR e azioni ordinarie è 1 ADR per 2 azioni ordinarie Eni.
(b) Con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
(c) Prodotto del numero delle azioni in circolazione a fine periodo per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.
| Informazioni riguardanti i collocamenti delle azioni | 1995 | 1996 | 1997 | 1998 | 2001 | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Prezzi di collocamento | (€/azione) | 5,42 | 7,40 | 9,90 | 11,80 | 13,60 |
| Numero di azioni collocate | (mln di azioni) | 601,9 | 647,5 | 728,4 | 608,1 | 200,1 |
| di cui: per attribuzione bonus share | (mln di azioni) | 1,9 | 15,0 | 24,4 | 39,6 | |
| Percentuale del capitale sociale(a) | (%) | 15,0 | 16,2 | 18,2 | 15,2 | 5,0 |
| Incasso | (€ milioni) | 3.254 | 4.596 | 6.869 | 6.714 | 2.721 |
(a) Riferita al capitale sociale al 31 dicembre 2015.
Il modello di business di Eni è volto alla creazione di valore di lungo termine per tutte le categorie di stakeholder attraverso il conseguimento degli obiettivi di redditività e di crescita, l'efficienza, l'eccellenza operativa e la prevenzione dei rischi di business, la tutela dell'ambiente e delle comunità dove operiamo, la salvaguardia della salute e sicurezza delle persone che lavorano in Eni e con Eni e il rispetto dei diritti umani, dell'etica e della trasparenza. l capitali impiegati da Eni (finanziario, produttivo, intellettuale, naturale, umano, sociale e relazionale) sono stati classificati secondo i principi contenuti nel "The International IR Framework" pubblicato dall'International Integrated Reporting Council (IIRC). I solidi risultati finanziari e di sostenibilità conseguiti nell'anno nonostante un debole scenario del prezzo delle commodity sono il frutto dell'utilizzo responsabile ed efficiente dei capitali. Di seguito si riporta la mappatura dei capitali utilizzati da Eni e le azioni che incidono sulla loro qualità e disponibilità. Sono evidenziati i benefici per l'azienda e per gli stakeholder che derivano dal loro impiego e dalle relative connessioni.
| stock di capitale | principali azioni | creazione di valore per l'azienda |
creazione di valore per l'esterno |
|
|---|---|---|---|---|
| capitale finanziario |
- Struttura Finanziaria - Riserve di liquidità |
- Flusso di cassa della gestione - Finanziamenti bancari - Prestiti obbligazionari - Mantenimento liquidità strategica - Politiche di hedging - Dividendi - Monitoraggio investimento in circolante |
- Operatività del business - Riduzione costo del capitale - Riduzione del circolante - Ottimizzazione leva finanziaria - Opportunità M&A - Protezione da volatilità mercati - Merito creditizio |
- Rendimenti - Apprezzamento del titolo - Crescita socio economica dei Paesi - Indotto locale |
| produttivo capitale |
- Impianti onshore e offshore - Impianti di trasporto degli idrocarburi e di stoccaggio - Impianti di liquefazione - Impianti di raffinazione - Reti di distribuzione - Impianti termoelettrici - Edifici e altre immobilizzazioni - Riserve di idrocarburi (petrolio e gas) |
- Upgrade tecnologico - Upgrade dei processi - Investimenti in business nuovi (bioraffinazione, car sharing) - Investimenti di mantenimento e sviluppo - Estensione delle certificazioni [ISO14001, ISO50001, EMAS, ecc.) |
- Ritorni economici - Ampliamento portafoglio asset - Aumento del valore degli asset - Riduzione rischio operativo - Efficienza (energetica e produttiva) - Reputazione - Crescita delle riserve idrocarburi |
- Disponibilità di fonti energetiche e prodotti green - Occupazione - Indotto locale - Contenimento emissioni ed uso responsabile delle risorse |
| capitale intellettuale |
- Tecnologie applicate e brevetti - Sistema normativo interno - Sistema di corporate governance - Gestione integrata del rischio - Sistemi di gestione e di controllo - Knowledge management - ICT (Green data Center) |
- Investimenti R&S - Partnership con centri di eccellenza - Sviluppo di tecnologie proprietarie e gestione brevetti - Applicazione di procedure e sistemi - Audit |
- Vantaggio competitivo - Riduzione rischi - Trasparenza - Produttività - Licenza di operare - Accettabilità degli stakeholder |
- Riduzione impatti ambientali e sociali - Trasferimento delle migliori tecnologie e delle competenze nei Paesi - Contributo alla lotta alla corruzione nei Paesi - Prodotti green |
| capitale umano |
- Salute e sicurezza persone - Competenze e conoscenze - Esperienze - Motivazione - Diversità (di genere, di età, geografica) - Cultura Eni |
- Gestione sicurezza sul lavoro - Selezione, formazione e training on the job - Promozione dei diritti umani - Coinvolgimento dipendenti - Knowledge management - Welfare aziendale - Valorizzazione della diversità - Sviluppo del potenziale e sistema di remunerazione meritocratico |
- Produttività - Efficienza - Competitività - Innovazione - Riduzione rischi - Reputazione - Talent attraction - Job enhancement - Sviluppo delle carriere |
- Creazione e mantenimento di posti lavoro - Qualità della vita (persone Eni e comunità locali) - Crescita e trasferimento delle competenze |
| capitale sociale relazionale $\mathbf{u}$ |
- Relazioni con gli stakeholder (istituzioni, governi, comunità, associazioni, clienti, fornitori, partner industriali, ONG, università, sindacati) - Brand Eni |
- Stakeholder engagement - MoU con governi e autorità locali - Progetti di sviluppo locale e di Local Content - Partnership strategiche - Partecipazione attiva al dibattito internazionale - Sviluppo programmi di ricerca e di formazione - Concertazione sindacale - Attenzione alla qualità del servizio - Brand management |
- Operational & social licence - Riduzione time to market - Riduzione rischio Paese - Quote di mercato - Allineamento con best practice internazionali - Reputazione - Vantaggio competitivo - Affidabilità dei fornitori - Fidelizzazione clienti |
- Sviluppo socio-economico locale - Soddisfazione clienti e fornitori - Condivisione competenze con territori e comunità - Soddisfazione e incentivazione delle persone - Tutela dei diritti dei lavoratori |
| capitale naturale |
- Riserve di idrocarburi (petrolio e gas) - Acqua - Biodiversità ed ecosistemi - Aria - Suolo |
- Esplorazione, produzione, trasporto, raffinazione e distribuzione idrocarburi - Investimenti in nuovi business (bioraffinazione, car sharing) - Investimenti in upgrade tecnologico e di processo - Attività di bonifica - Investimenti in energie alternative |
- Crescita delle riserve idrocarburi - Riduzione costi operativi - Riduzione rischi operativi (asset integrity) - Reputazione - Licenza di operare - Accettabilità degli stakeholder |
- Riduzione del Gas Flared - Riduzione di Oil spill - Riduzione rischio blow out - Conservazione della Biodiversità - Prodotti green - Contenimento prelievi idrici (reiniezione e riciclo acque) - Efficienza energetica |
Il quadro sinottico riportato illustra le azioni intraprese su ciascun capitale e il contributo al raggiungimento degli obiettivi di business.
Si è provveduto a classificare le diverse azioni sulla base dei quattro obiettivi strategici che guidano i settori di attività di Eni. Le azioni qui riportate costituiscono le modalità di gestione delle varie forme di capitale che meglio consentono di raggiungere i successi di business, da un lato riducendo i rischi e dall'altro aumentando la redditività. In particolare sono evidenziate le connesssioni tra azioni intraprese nell'ambito del business Upstream, capitali impiegati e risultati finanziari e non finanziari conseguiti nel 2015.
Nelle pagine seguenti sono riportati ulteriori KPI finanziari e non finanziari più significativi: per ogni obiettivo strategico sono stati valorizzati indicatori che esprimono l'utilizzo di ciascun capitale impiegato da Eni (finanziario, produttivo, intellettuale, umano, sociale e relazionale, naturale) nella realizzazione della strategia aziendale.
| - Valorizzazione e aumento delle risorse esplorative - Crescita della generazione di cassa nell'Upstream |
- Redditività e generazione di cassa sostenibile nel settore Gas & Power |
Risultato operativo e free cash flow stabilmente positivi nel settore Refining & Marketing |
- Focus sull'efficienza | |
|---|---|---|---|---|
| capitale finanziario |
- Selettività degli investimenti - Riduzione costi operativi e di struttura - Riduzione dell'esposizione verso partner/società di Stato Riduzione del time to market |
- Ristrutturazione portafoglio contratti gas Ottimizzazione capitale circolante Semplificazione della macchina operativa e ottimizzazione costi logistica Recupero redditività/ottimizzazione contratti B2B |
- Selettività degli investimenti - Riduzione costi operativi |
- Riduzione investimenti - Riduzione costi generali e amministrativi - Ottimizzazione capitale circolante |
| produttivo produttivo |
- Rinnovo del portafoglio esplorativo - HPC computing center - Strumenti proprietari per indagini sismiche - Crescita delle produzioni - Operatorship - Ottimizzazione project execution - Asset integrity - Gestione del portafoglio (assets) - Sviluppo progetti di generazione elettrica fonti rinnovabili |
- Presidio hub continentale - Valorizzazione Asset Back Trading - Integrazione con Upstream e valorizzazione progetti gas Ottimizzazione impianti Power - Presidio evoluzioni regolatorie |
- Riconversione/razionalizzazione siti critici - Promozione dell'efficienza energetica |
- Reingegnerizzazione dei processi - Lean Organization |
| intellettuale intellettuale |
- Investimenti in R&S - Sviluppo di tecnologie proprietarie e gestione dei brevetti - Sviluppo di tecnologie per incremento del fattore di recupero |
Gestione integrata rischio take-or-pay Sviluppo prodotti e servizi innovativi - Evoluzione dei processi e dei sistemi |
- Investimenti in R&S - Business innovation - Ricerca applicata in business green |
- Sviluppo di tecnologie proprietarie e gestione dei brevetti - Continuous improvement - Change management |
| Capitale Umano |
- Gestione sicurezza sul lavoro - Knowledge management - Selezione, formazione e training on the job - Valorizzazione competenze interne - Promozione dei diritti umani e cultura integrity |
Gestione sicurezza sul lavoro Riorganizzazione/efficienza operativa - Valorizzazione competenze interne - Change management |
- Gestione sicurezza sul lavoro - Valorizzazione competenze interne - Processi di mobilità interna - Sviluppo nuove professionalità |
- Gestione sicurezza sul lavoro - Coinvolgimento dei dipendenti - Valorizzazione competenze interne - Insourcing attività |
| azionale とうご ಕ್ಷ ತ್ವ ಅ ಶ |
- Sviluppo partnership con governi e autorità locali - Progetti di sviluppo locale e di Local content - Aumento dell'accesso all'energia - Rispetto dei diritti umani - Promozione della trasparanza |
Gas advocacy Relazioni con fornitori/clienti - Capacità negoziale |
- Concertazione sindacale - Gestione degli stakeholder locali |
- Concertazione sindacale - Gestione degli stakeholder |
| Capitale naturale |
- Incremento riserve esplorative - Riduzione oil spills - Riduzione emissione GHG - Riduzione blowout attraverso ottimizzazione programmi pozzo - Valorizzazione del gas per zero gas flaring - Tutela biodiversità e aree sensibili |
- Iniziative di efficienza energetica - Promozione efficienza energetica verso i clienti |
- Investimenti nella bioraffinazione - Promozione dell'efficienza energetica |
- Promozione dell'efficienza energetica - Uso efficiente delle risorse |
| Valorizzazione e aumento delle risorse esplorative e crescita della generazione di cassa nell'upstream | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Investimenti tecnici | (€ milioni) | 10.475 | 10.524 | 10.234 | |
| Capitale finanziario |
Opex per boe | (\$/boe) | 8,3 | 8,4 | 7,2 |
| Cash flow per boe | (\$/boe) | 31,9 | 30,1 | 20,1 | |
| Riserve certe di idrocarburi | (milioni di boe) | 6.535 | 6.602 | 6.890 | |
| Capitale | Vita utile residua delle riserve | (anni) | 11,1 | 11,3 | 10,7 |
| produttivo | Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 105 | 112 | 148 |
| Capitale naturale |
Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
27,4 | 23,4 | 22,8 |
| - di cui CO2 eq da flaring |
9,13 | 5,73 | 5,51 | ||
| Emissioni di CO2 eq/produzione lorda di idrocarburi 100% operata |
(tonnellate di CO2 eq/kboe) |
31,8 | 27,5 | 25,0 | |
| Volume di idrocarburi inviati a flaring di processo | (milioni di metri cubi/giorno) | 9,10 | 4,60 | 4,28 | |
| Oil spill operativi (>1 barile) Acqua di formazione re-iniettata |
(barili) (%) |
1.728 55 |
936 56 |
1.146 56 |
|
| Capitale sociale e relazionale |
Interventi sul territorio derivanti da accordi, convenzioni e PSA (community investment) | (€ milioni) | 53 | 63 | 71 |
| Capitale intellettuale |
Brevetti in vita | (numero) | 2.370 | 2.016 | 2.088 |
| Domande di primo deposito brevettuale | 8 | 15 | 8 | ||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 12.352 | 12.681 | 12.728 | |
| Capitale umano |
Dipendenti all'estero | 8.219 | 8.147 | 8.156 | |
| - di cui locali | 6.476 | 6.441 | 6.266 | ||
| Dipendenti donne | 2.442 | 2.462 | 2.453 | ||
| Numero di assunzioni | 1.324 | 681 | 387 | ||
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,23 | 0,23 | 0,13 | |
| Investimenti e spese in sicurezza | (€ milioni) | 150 | 100 | 190 | |
| N. risorse sottoposte a valutazione del potenziale durante l'anno/N. di fabbisogni pianificati nell'anno | (%) | 79 | 53 | 66 | |
| di riferimento | |||||
| Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance (dirigenti, quadri e giovani laureati) |
65 | 62 | 63 | ||
| Spese in formazione | (€ milioni) | 44,4 | 29,0 | 17,6 | |
| Redditività e generazione di cassa sostenibile nel settore Gas & Power | |||||
| 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Utile (perdita) operativo adjusted | (€ milioni) | (622) | 168 | (126) | |
| Capitale | Riduzione costi operativi | (%) | (10) | (15) | (28) |
| finanziario | Investimenti tecnici | (€ milioni) | 229 | 172 | 154 |
| Vendite gas mondo | (miliardi di metri cubi) | 93,17 | 89,17 | 90,88 | |
| Vendite di GNL | 12,4 | 13,3 | 13,5 | ||
| Capitale produttivo |
Clienti in Italia | (milioni) | 8,00 | 7,93 | 7,88 |
| Vendite di energia elettrica | (TWh) | 35,05 | 33,58 | 34,88 | |
| Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
11,3 | 10,1 | 10,6 | |
| Capitale naturale |
Emissioni di CO2 eq/kWheq (EniPower) |
(gCO2 eq/kWheq) |
408,78 | 410,67 | 410,09 |
| Energia elettrica prodotta (EniPower) | (TWh) | 23,14 | 21,04 | 22,34 | |
| Emissioni di NOx/kWheq (EniPower) | (gNO2 eq/KWheq) |
0,16 | 0,15 | 0,14 | |
| Emissioni di SOx/kWheq (EniPower) | (gSO2 eq/kWheq) |
0,017 | 0,001 | 0,001 | |
| Capitale sociale e relazionale |
Prelievi idrici/kWeq prodotto(EniPower) Grado soddisfazione clienti |
(metri cubi/kWheq) (scala da 0 a 100) |
0,017 80,0 |
0,017 81,4 |
0,015 85,6 |
| Capitale intellettuale |
Brevetti in vita | (numero) | 56 | 43 | 7 |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 4.791 | 4.469 | 4.388 | |
| Dipendenti all'estero | 2.550 | 2.437 | 2.402 | ||
| Capitale umano |
Dipendenti donne | 1.537 | 1.411 | 1.363 | |
| Numero di assunzioni | 226 | 116 | 131 | ||
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 1,32 | 0,46 | 0,49 | |
| Investimenti e spese in sicurezza | (€ milioni) | 9 | 7 | 7 | |
| Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance (dirigenti, quadri | |||||
| e giovani laureati) | (%) | 63 | 72 | 69 | |
| Ore di formazione Spese in formazione |
(numero) 147.011 (€ milioni) |
1,9 | 92.701 1,2 |
98.579 1,9 |
(*) I dati relativi al personale non includono i dipendenti delle società consolidate con il metodo proporzionale. Per dettagli relativi ai dipendenti per settore coerenti con il perimetro di consolidamento della Relazione Finanziaria Annuale 2015 si veda pag. 72.
| Risultato operativo e free cash flow stabilmente positivi nel settore Refining & Marketing | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Utile (perdita) operativo adjusted | (€ milioni) | (472) | (65) | 387 | |
| Capitale finanziario |
Margine di break-even della raffinazione | (\$/bl) | 6 | 5 | |
| Investimenti tecnici nella raffinazione | (€ milioni) | 462 | 362 | 282 | |
| Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 6.386 | 6.220 | 5.846 | |
| produttivo Capitale |
Capacità bilanciata di raffinazione | (migliaia di barili/giorno) | 787 | 617 | 548 |
| Tasso di utilizzo medio degli impianti | (%) | 66 | 78 | 95 | |
| Emissioni dirette di GHG | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
5,2 | 5,3 | 5,1 | |
| Capitale naturale |
Emissioni di GHG/lavorazioni di greggio e semilavorati(a) | (tonnellate CO2 eq/kt) |
252,08 | 286,92 | 237,39 |
| Emissioni di SOx/lavorazioni di greggio e semilavorati(a) | (tonnellate SO2 eq/kt) |
0,53 | 0,32 | 0,29 | |
| Emissioni di SOx | (migliaia di tonnellate SO2 eq) |
10,80 | 5,70 | 5,97 | |
| Capitale sociale e relazionale |
Indice soddisfazione clienti | (scala likert) | 8,1 | 8,2 | 8,3 |
| Clienti coinvolti nell'indagine di soddisfazione | (numero) | 29.863 | 24.081 | 23.628 | |
| Capitale intellettuale |
Brevetti in vita | (numero) | 839 | 662 | 648 |
| Domande di primo deposito brevettuale | 6 | 16 | 4 | ||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 6.469 | 5.823 | 5.234 | |
| Capitale umano |
Dipendenti donne | 1.176 | 1.045 | 911 | |
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 1,05 | 0,89 | 0,80 | |
| Investimenti e spese in sicurezza | (€ milioni) | 43 | 31 | 27 | |
| Dipendenti coperti da strumenti di valutazione delle performance (dirigenti, quadri e giovani laureati) |
(%) | 48 | 40 | 51 | |
| Ore di formazione | (numero) | 244.279 | 163.321 | 157.321 | |
| Spese in formazione | (€ milioni) | 3,3 | 2,5 | 1,9 |
| Focus sull'efficienza | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Investimenti tecnici | (€ milioni) | 11.584 | 11.264 | 10.775 | |
| Capitale finanziario |
Variazione del capitale di esercizio | 121 | 2.148 | 4.450 | |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | 78.108 | 74.067 | 53.983 | ||
| Consumo netto di fonti primarie (totale) | (tep) 11.675.939 10.606.496 | 10.910.143 | |||
| Capitale naturale |
- di cui: Gas naturale | 9.809.086 | 9.107.522 | 9.245.994 | |
| - di cui: Prodotti petroliferi | 1.767.269 1.423.944 | 1.572.924 | |||
| - di cui: Altri combustibili | 99.583 | 75.030 | 91.225 | ||
| Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda di idrocarburi 100% operata (E&P) | (GJ/tep) | 1,54 | 1,67 | 1,62 | |
| Energy Intensity Index (R&M) | (%) | 76,0 | 77,8 | 79,9 | |
| Prelievi idrici (totale) | (milioni di metri cubi) | 1.193 | 1.037 | 872 | |
| umano | Giorni di assenza per infortunio sul lavoro - Forza lavoro (totale) | (numero) | 4.418 | 3.988 | 2.312 |
| Capitale | Contenziosi dipendenti (totali) | 869 | 864 | 959 | |
| Rapporto prevenzione/controversie dei contenziosi dipendenti (totale) | 326/869 | 370/864 | 470/959 |
Obiettivi, driver di risultato e performance 2015
| Altre performance rilevanti | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Membri del CdA | (numero) | 9 | 9 | 9 | |
| Governance | - esecutivi | 1 | 1 | 1 | |
| - non esecutivi | 8 | 8 | 8 | ||
| - indipendenti(a) | 7 | 7 | 7 | ||
| - non indipendenti | 2 | 2 | 2 | ||
| - membri di minoranze | 3 | 3 | 3 | ||
| Presenza donne negli organi di amministrazione delle società del Gruppo Eni | (%) | 17 | 26 | 27 | |
| Presenza donne negli organi di controllo delle società del Gruppo Eni | 29 | 35 | 34 | ||
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 29.176 | 28.597 | 28.246 | |
| Capitale umano |
- uomini | 21.672 | 21.227 | 20.992 | |
| - donne | 7.504 | 7.370 | 7.254 | ||
| Dipendenti all'estero locali per categoria professionale | 10.510 | 10.442 | 9.975 | ||
| - di cui dirigenti | 97 | 83 | 71 | ||
| - di cui quadri | 1.849 | 1.883 | 1.869 | ||
| - di cui impiegati | 6.150 | 6.181 | 5.902 | ||
| - di cui operai | 2.414 | 2.295 | 2.133 | ||
| Donne in posizioni manageriali (dirigenti e quadri) | (%) | 23,5 | 23,8 | 24,2 | |
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,43 | 0,33 | 0,19 | |
| Indice di frequenza infortuni dipendenti | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,28 | 0,29 | 0,21 | |
| Indice di frequenza infortuni contrattisti | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,49 | 0,35 | 0,18 | |
| Fatality index della forza lavoro totale | (infortuni mortali/ore lavorate) x 100.000.000 | 0,00 | 1,08 | 0,39 | |
| Indice di frequenza infortuni totali registrabili dipendenti | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,41 | 0,35 | 0,34 | |
| Indice di frequenza infortuni totali registrabili contrattisti | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,90 | 0,75 | 0,43 | |
| Indice di frequenza infortuni totali registrabili forza lavoro | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,75 | 0,62 | 0,40 | |
| Investimenti e spese in sicurezza | (€ milioni) | 205 | 143 | 239 | |
| Ore di formazione | (migliaia di ore) | 1.493 | 1.032 | 915 | |
| Spese in formazione | (€ milioni) | 54,63 | 37,15 | 27,51 | |
| Capitale sociale |
Spese per il territorio | (€ milioni) | 100 | 96 | 97 |
| e relazionale | Fornitori utilizzati | (numero) | 13.573 | 11.342 | 9.268 |
| Procurato totale | (€ milioni) | 19.043 | 22.955 | 19.514 | |
| Fornitori sottoposti a procedure di qualifica incluso screening sui Diritti Umani (totale) | (numero) | 2.434 | 3.846 | 2.806 | |
| Audit SA8000 effettuati (totale) | 23 | 20 | 16(b) | ||
| Personale security Eni formato sui Diritti Umani | 235 | 143 | 61 | ||
| Contratti di security contenenti clausole sui Diritti Umani | (%) | 83 | 95 | 85 | |
| Capitale intellettuale |
Spese in R&S(c) | (€ milioni) | 142 | 134 | 139 |
| Domande di primo deposito brevettuale | (numero) | 35 | 50 | 22 | |
| - di cui depositi sulle fonti rinnovabili | 21 | 17 | 11 | ||
| Brevetti in vita | 3.644 | 3.056 | 3.162 | ||
| Emissioni dirette di GHG (totali) | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
43,9 | 38,9 | 38,5 | |
| Capitale naturale |
Emissioni di NOx | eq) | 74.657 | 62.238 | 66.523 |
| (tonnellate di NO2 | |||||
| Emissioni di SOx | (tonnellate di SO2 eq) |
22.062 | 19.124 | 10.501 | |
| Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organic Compounds) | (tonnellate) | 39.060 | 22.664 | 17.227 | |
| Emissioni di PST (Particolato Sospeso Totale) | 2.103 | 1.578 | 1.763 | ||
| Numero totale di oil spill (> 1 barile) | (numero) | 382 | 362 | 247 | |
| Volume totale di oil spill (> 1 barile) | (barili) | 7.764 | 15.562 | 16.450 | |
| - da atti di sabotaggio | 6.002 | 14.401 | 14.847 | ||
| - operativi | 1.762 | 1.161 | 1.603 | ||
| Prelievi idrici totali | (milioni di metri cubi) | 1.193 | 1.037 | 872 | |
| - di cui acqua di mare | 1.114 | 968 | 801 | ||
| - di cui acqua dolce | 61 | 59 | 58 | ||
| - di cui acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie | 18 | 10 | 13 |
(a) Ci si riferisce all'indipendenza ai sensi di legge, cui lo statuto di Eni rinvia; ai sensi del Codice di Autodisciplina sono indipendenti 6 dei 9 Amministratori in carica.
(b) Il dato include Audit SA8000 su 8 fornitori/sub-fornitori in Ecuador, Vietnam, Algeria, Ghana e 8 follow-up su Audit SA8000 svolti nel 2014 in Mozambico, Indonesia, Angola, Pakistan. (c) Al netto dei costi generali e amministrativi.
| 2013 | 2014 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,23 | 0,23 | 0,13 |
| Ricavi della gestione caratteristica(a) | (€ milioni) | 31.264 | 28.488 | 21.436 |
| Utile (perdita) operativo | 14.868 | 10.766 | (144) | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | 14.643 | 11.551 | 4.108 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | 5.950 | 4.423 | 752 | |
| Investimenti tecnici | 10.475 | 10.524 | 10.234 | |
| Profit per boe(b)(c) | (\$/boe) | 16,1 | 13,8 | 7,4 |
| Opex per boe(b) | 8,3 | 8,4 | 7,2 | |
| Cash Flow per boe(d) | 31,9 | 30,1 | 20,1 | |
| Finding & Development cost per boe(c)(d) | 19,2 | 21,5 | 19,3 | |
| Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi(d) | 71,87 | 65,49 | 36,47 | |
| Produzione di idrocarburi(d) | (migliaia di boe/giorno) | 1.619 | 1.598 | 1.760 |
| Riserve certe di idrocarburi(d) | (milioni di boe) | 6.535 | 6.602 | 6.890 |
| Vita utile residua delle riserve certe(d) | (anni) | 11,1 | 11,3 | 10,7 |
| Tasso di rimpiazzo organico delle riserve(d) | (%) | 105 | 112 | 148 |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 12.352 | 12.777 | 12.821 |
| di cui: all'estero | 8.219 | 8.243 | 8.249 | |
| Oil spill operativi (>1 barile) | (barili) | 1.728 | 936 | 1.146 |
| Acqua di formazione reiniettata | (%) | 55 | 56 | 56 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
27,4 | 23,4 | 22,8 |
| di cui: CO2 eq da flaring |
9,13 | 5,73 | 5,51 | |
| Community investment | (€ milioni) | 53 | 63 | 71 |
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
(b) Relativo alle società consolidate.
(c) Media triennale.
(d) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
flessione dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (-44,3% in media) che segue l'andamento del marker Brent e la debolezza del mercato del gas in Europa e Stati Uniti.
› Sono state accertate 1,4 miliardi di boe di nuove risorse al costo unitario di 0,7 dollari/boe (rispetto a un target rispettivamente di 500 milioni di boe a un costo non superiore a 2 dollari/barile) prevalentemente in ambiti near-field con breve time-to-market e cash flow immediato e con campagne di appraisal di recenti scoperte al fine di supportare la produzione. In particolare i principali successi sono stati realizzati in:
il giacimento giant a gas Perla (Eni 50%) nell'offshore venezuelano con un potenziale di 480 miliardi di metri cubi di gas in posto (3,1 miliardi di boe). Il conseguimento del plateau target di circa 34 milioni di metri cubi/giorno è previsto nel 2020. La produzione è venduta alla società di Stato PDVSA in base a un contratto con durata fino al 2036;
nell'ambito del progetto modulare West Hub Development del Blocco 15/06 nell'offshore dell'Angola, il giacimento Cinguvu. Inoltre a inizio 2016 è stato avviato il terzo satellite M'Pungi portando la produzione complessiva a circa 25 mila barili/giorno in quota Eni;
nelle attività di business. In particolare nel corso dell'anno sono stati avviati progetti in ambito sanitario, di accesso all'acqua potabile, istruzione, formazione professionale in Ghana e Mozambico; continuano le iniziative in Nigeria, Iraq ed Indonesia.
› Sono stati investiti €9.341 milioni nell'avanzamento di importanti
progetti di sviluppo e nel mantenimento dei plateau produttivi (-12% a cambi costanti), in particolare in Angola, Norvegia, Egitto, Kazakhstan, Congo, Indonesia, Italia e Stati Uniti.
› Nel 2015 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €78 milioni (€83 milioni nel 2014).
Eni opera in Italia dal 1926. Nel 2015 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 169 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 21.083 chilometri quadrati (16.975 chilometri quadrati in quota Eni).
Le attività operate di esplorazione e produzione sono regolate da contratti di concessione (51 nell'onshore e 64 nell'offshore) e permessi di ricerca (11 nell'onshore e 9 nell'offshore).
Produzione I giacimenti hanno fornito nel 2015 il 45% della produzione Eni in Italia, principalmente gas. I principali sono Barbara, Cervia/Arianna, Annamaria, Luna, Angela-Angelina, Hera Lacinia, Bonaccia e Porto Garibaldi. La produzione è operata attraverso 68 piattaforme fisse (di cui 3 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 Le principali attività hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente sui campi di Barbara, Anemone, Annalisa, Armida e Guendalina; (ii) lo start-up del progetto Bonaccia NW e il proseguimento del programma di sviluppo del giacimento Clara; e (iii) l'avvio del programma CLEAN SEA (Continuous Long-term Environment Monitoring and Asset Integrity at Sea), un sistema robotizzato per eseguire monitoraggi ambientali e ispezioni sugli impianti offshore.
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.
Il 31 marzo 2016, nell'ambito dell'indagine avviata dalla Procura della Repubblica di Potenza per affermati reati ambientali descritta nella sezione contenziosi alla pag. 190 della Relazione finanziaria annuale 2015, è stato disposto il sequestro di alcuni impianti funzionali all'attività produttiva che conseguentemente è stata interrotta. L'interruzione riguarda una produzione di circa 60 mila barili/giorno in quota Eni. Il valore d'uso della relativa CGU utilizzato ai fini dell'impairment test 2015 è significativamente superiore al valore di libro, così da escludere che una interruzione della produzione anche della durata maggiore fra quelle attualmente prevedibili comporti una rettifica dei valori di libro al 31 dicembre 2015.
Sviluppo Prosegue il programma di sviluppo oggetto di accordo con la Regione Basilicata, in particolare nel 2015: (i) è stata realizzata una nuova linea di trattamento gas in grado di migliorare le capacità di trattamento del centro olio e le relative performance ambientali; (ii) prosegue l'attuazione del Piano di Monitoraggio Ambientale che costituisce un progetto di assoluta eccellenza a tutela dell'ambiente. Inoltre, attraverso il Piano d'Azione per la Biodiversità in Val d'Agri, Eni persegue le migliori pratiche di tutela dell'ambiente naturale; e (iii) azioni a supporto dello sviluppo culturale, sociale e turistico nonché interventi a sostegno delle attività di produzione e commercializzazione di prodotti agricoli e trasformazione agro-alimentare.
Produzione Eni è operatore in 12 concessioni di coltivazione nell'onshore e 3 nell'offshore siciliano, che nel 2015 hanno prodotto circa l'11% della produzione Eni in Italia. I principali giacimenti sono Gela, Ragusa, Tresauro, Giaurone, Fiumetto e Prezioso.
Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, hanno avuto inizio gli studi propedeutici al progetto offshore di sviluppo Argo Cluster.
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 9.904 chilometri quadrati (3.114 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2015 la produzione Eni nel Paese è stata di 105 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 2015 hanno fornito il 74% 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 dell'anno hanno riguardato l'avvio: (i) del progetto Asgard Subsea Compression che rappresenta il primo progetto al mondo di compressione gas a fondo mare e che permetterà di ottimizzare la produzione dei giacimenti Mitgard (Eni 14,8%) e Mikkel; e (ii) della FSU di Heidrun (Eni 5,2%).
Esplorazione Eni partecipa in 30 licenze con quote comprese tra il 5% e il 50%, 4 delle quali operate.
Produzione Eni partecipa in 2 licenze produttive. Il principale
giacimento è Ekofisk (Eni 12,39%) nella PL 018, che nel 2015 ha prodotto circa 24 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando il 23% della produzione Eni del Paese. La produzione di Ekofisk e dei satelliti 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.
A inizio anno è stata avviata la produzione di Eldfisk 2 (Eni 12,39%).
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato il mantenimento e l'ottimizzazione della produzione del giacimento Ekofisk.
Esplorazione Eni partecipa in 7 licenze con quote comprese tra il 12,39% e il 45%, una delle quali operate.
Nel 2015, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa PL 044C con una quota del 13,12%.
Eni partecipa in 16 licenze, di cui 11 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 Nel Marzo 2016, è stata avviata la produzione del giacimento di Goliat (Eni 65%, operatore) nel Mare di Barents. Il picco di produzione è stimato in 65 mila barili/giorno in quota Eni. La produzione avverrà attraverso un sistema sottomarino composto da 22 pozzi, di cui 12 sono pozzi di produzione, 7 serviranno a iniettare l'acqua nel giacimento e 3 per iniettare gas, che saranno 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, l'alimentazione elettrica della piattaforma dalla terraferma, la re-iniezione in giacimento di acqua e gas e nessun flaring di gas in normale produzione consentiranno di minimizzare l'impatto ambientale.
Il progetto Goliat dispone, inoltre, di un sistema avanzato per la gestione di eventuali oil spill, in termini di organizzazione, attrezzature e tecnologie, che è stato testato nel corso del 2015 confermando
come il programma soddisfi tutti i requisiti stabiliti dalle Autorità norvegesi. Tale risultato è stato ottenuto anche grazie al progetto Costal Oil Spill Preparedness Improvement Program (COSPIP), lanciato da Eni in collaborazione con altre major oil company ed istituti di ricerca internazionali e nazionali.
Esplorazione Nel 2015, Eni si è aggiudicata la licenza esplorativa e l'operatorship della PL 806 con una quota del 40%.
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 2.442 chilometri quadrati (1.905 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2015, la produzione in quota Eni nel Paese è stata di 76 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Regno Unito sono regolate da contratti di concessione.
Produzione Eni partecipa in 5 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%), J-Block e Jasmine (Eni 33%), Jade (Eni 7%) e MacCulloch (Eni 40%) che nel 2015 hanno fornito il 59% della produzione Eni del Paese.
È stata avviata la produzione della fase 2 di sviluppo del giacimento West Franklin (Eni 21,87%) con il completamento di due pozzi produttori.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato le attività di drilling per completare lo sviluppo del giacimento Jasmine.
Esplorazione Eni partecipa in 26 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 7% e il 100%, 16 dei quali operati.
Nel 2015, Eni si è aggiudicata quattro licenze esplorative situate nel Mare del Nord centrale con quote tra il 9,13% e il 100% ed è stata finalizzata l'acquisizione di tre licenze nel Mare del Nord meridionale con una quota del 100%.
Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2015 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 96 mila boe/giorno. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 3.409 chilometri quadrati (1.179 chilometri quadrati in quota Eni).
L'attività è concentrata nel deserto di Bir Rebaa, nell'area centroorientale del Paese, nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo, operati da Eni: (i) i blocchi 403a/d (Eni dal 65% al 100%); (ii) il blocco Rom Nord (Eni 35%); (iii) i blocchi 401a/402a (Eni 55%); (iv) il blocco 403 (Eni 50%); (v) il blocco 405b (Eni 75%); (vi) 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 2015 l'area ha fornito circa il 22% della produzio-
ne 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 BRN per il trattamento finale; la produzione del campo HBN è trattata nel centro olio HBNS operato dal Groupement Berkine.
Le attività dell'anno hanno riguardato azioni di infilling e production optimization su tutta l'area.
Nel 2015 è stata ottenuta dalle Autorità l'estensione di cinque anni del campo operato di Rom Est (Eni 100%).
Produzione Nel 2015 l'area ha fornito circa il 14% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti. L'attività dell'anno ha riguardato la perforazione di nuovi pozzi e interventi di production optimization.
Produzione Nel 2015 l'area ha fornito circa il 10% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW. Le attività dell'anno hanno riguardato azioni di infilling e production optimization su tutta l'area.
Produzione Nel 2015 l'area ha fornito circa il 21% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e HBNS. Le attività dell'anno hanno riguardato azioni di infilling e production optimization su tutta l'area.
Produzione Nel 2015 l'area ha fornito circa il 16% 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 Proseguono le attività di sviluppo e ottimizzazione sui campi in produzione di MLE-CAFC. Il progetto prevede un'ulteriore fase a olio con start-up atteso nel 2017 e plateau complessivo di oltre 30 mila boe/giorno in quota Eni.
Produzione Nel 2015 il blocco ha fornito circa il 18% 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. L'attività dell'anno ha riguardato principalmente interventi di infilling e production optimization.
Eni è presente in Egitto dal 1954; nel 2015 la produzione di idrocarburi è stata di 189 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando circa l'11% della produzione annuale di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 23.452 chilometri quadrati (9.668 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%) e Ras Qattara (Eni 75%) con produzione di petrolio e condensati; (ii) nelle concessioni del Delta del Nilo di North Port Said (Eni 100%), di El Temsah (Eni 50%, operatore), di Baltim (Eni 50%, operatore) e di Ras el Barr (Eni 50%) con produzione prevalentemente a gas. Nel 2015, la produzione di queste concessioni ha rappresentato circa il 92% della produzione in quota Eni del Paese.
Nel Marzo 2015, Eni e il Ministro del Petrolio e delle Risorse Minerarie egiziano hanno firmato un accordo quadro che prevede investimenti di \$5 miliardi (al 100%) nei prossimi anni finalizzati alla realizzazione di progetti di sviluppo di riserve di gas e olio nell'ottica di valorizzare il potenziale minerario locale. In tale ambito è stata definita con le controparti la modifica di alcuni parametri e termini dei contratti petroliferi esistenti, con effetti economici retroattivi al 1° gennaio 2015. L'accordo comprende la definizione di nuove forme di recupero dei crediti commerciali scaduti vantati da Eni per forniture di idrocarburi nei confronti delle Compagnie di Stato. Nel novembre 2015, così come previsto dall'accordo, sono stati firmati tre emendamenti per le concessioni di Sinai 12 (Eni 100%) e Abu Madi (Eni 75%), North Port Said e Baltim, per permettere l'attuazione di progetti da realizzare nei prossimi anni per far fronte alle crescenti esigenze energetiche della domanda locale egiziana. Inoltre è stato firmato anche un nuovo accordo di Concessione per l'area di Ashrafi (Eni 25%). Alcune delle attività previste sono in fase di esecuzione e un pozzo aggiuntivo nella concessione di Baltim è già in produzione.
È stata effettuata la scoperta giant a gas di Zohr nella licenza operata di Shorouk (Eni 100%) nelle acque profonde del Mar Mediterraneo. Il giacimento ha il potenziale di contenere fino a 850 miliardi di metri cubi di gas in posto. La scoperta potrà assicurare indipendenza energetica al Paese per molti anni. Nel febbraio 2016, il Ministero del Petrolio e delle Risorse Minerarie egiziano ha approvato l'assegnazione a Eni del Zohr Development Lease che sancisce l'avvio dello sviluppo del giacimento a gas. Il first gas è previsto a fine 2017. Inoltre è stato perforato con successo il pozzo Zohr 2X, primo pozzo di delineazione della scoperta. Il programma di delineazione prevede la perforazione di ulteriori 3 pozzi.
Nel corso del 2015 sono stati ratificati i Concession Agreement relativi ai blocchi: (i) South-West Melehia (Eni 100%) nel deserto occidentale; (ii) Karawan (Eni 50%, operatore) e North Leil (Eni 100%) nell'offshore profondo del Mediterraneo; (iii) North El Hammad (Eni 37,5%, operatore) e North Ras El Esh (Eni 50%) nell'offshore del Nile Delta, queste ultime in attesa di ratifica da parte delle Autorità del Paese. Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.
Produzione La produzione dell'area è fornita principalmente dal giacimento Belayim, la prima grande scoperta a olio nel Paese, che ha prodotto circa 97 mila barili/giorno (64 mila in quota Eni) nel 2015.
Sviluppo Sono state eseguite attività di perforazione di pozzi di infilling nell'area di Sinai 12 al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario residuo.
Nel corso dell'anno è stato avviato l'impianto pilota di Chemical Enhanced Oil Recovery per ottimizzare il recupero del potenziale minerario sul giacimento di Belayim.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo a olio di Sidri-18 nella concessione Abu Rudeis (Eni 100%).
Produzione Nel 2015 la produzione della concessione è stata di circa 25 mila boe/giorno (circa 18 mila in quota Eni), circa 3 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 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 380 mila tonnellate di propano, 305 mila tonnellate di GPL e 1,5 milioni di barili di condensati.
Sviluppo Le attività eseguite hanno avuto l'obiettivo di mantenere la produzione di gas.
Produzione Nel 2015 la produzione della concessione è stata di circa 40 mila boe/giorno (circa 12 mila in quota Eni); circa 5 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 5 mila barili/giorno di condensati.
Sviluppo Le attività eseguite hanno avuto l'obiettivo di mantenere la produzione di gas.
Produzione Nel 2015 la produzione dell'area è stata di circa 83 mila boe/giorno (circa 25 mila in quota Eni), principalmente gas proveniente dai giacimenti Ha'py, Akhen, Taurt e Seth.
Sviluppo Nel corso dell'anno è stato avviato il progetto di sviluppo sub-sea END Phase 3.
Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Temsah, Denise, Tuna e DEKA la cui produzione nel 2015 è stata di circa 115 mila boe/giorno (circa 32 mila in quota Eni); circa 17 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati in quota Eni. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di infilling al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario residuo.
L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a gas
nel prospetto esplorativo Nooros, situato nella licenza di Abu Madi West (Eni 75%). Le stime preliminari indicano che il giacimento possa contenere 15 miliardi di metri cubi di gas in posto, con ulteriore potenziale, a cui si sommano i condensati associati al gas. Il nuovo giacimento è stato messo in produzione a solo 2 mesi dalla scoperta attraverso il suo collegamento alla centrale di trattamento del gas di Abu Madi. Inoltre nel febbraio 2016 è stato perforato con successo il pozzo Nidoco North 1X. L'avvio della nuova scoperta è previsto nel secondo trimestre 2016 e consentirà di raggiungere una produzione complessiva dell'area pari a 45 mila boe/giorno.
Produzione Altre attività produttive operate da Eni sono condotte nel Western Desert, in particolare nei permessi di sviluppo di Meleiha, Ras Qattara, West Abu Gharadig (Eni 45%) e West Razzak (Eni 100%) prevalentemente di petrolio. Nel 2015, le concessioni localizzate nel Western Desert hanno fornito circa il 16% della produzione in quota Eni del Paese. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di infilling al fine di ottimizzare il recupero del potenziale minerario, in particolare nella concessione Meleiha.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta a olio e gas con il pozzo Melehia West Deep nella concessione Melehia.
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 26.635 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 giacimento 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%); offshore: (i) Area C con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); (ii) Area D con i Blocchi NC 41 e NC 169 (onshore), facenti parte del Western Libyan Gas Project (Eni 50%).
Nella fase esplorativa, Eni è operatore nell'area di Kufra (186/1,2,3 e 4 onshore) e 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. Dopo la rivoluzione del 2011 e la caduta del regime, la frammentarietà del quadro politico che ne ha fatto seguito e le conseguenti tensioni sociali sfociate in disordini, scioperi, proteste e il ritorno del conflitto interno, hanno talvolta comportato interruzioni precauzionali delle nostre attività industriali. Nel 2015 l'attività produttiva in Libia è stata regolare e ha erogato 365 mila boe/giorno, il livello più elevato dal 2010. Nell'ipotesi di sviluppi geopolitici di maggiore rilevanza quali la ripresa del conflitto interno, atti di guerra, sabotaggi, tensioni sociali, proteste di massa e altri disordini civili Eni potrebbe essere costretta per il venir meno delle condizioni di sicurezza a interrompere in parte o in tutto le attività produttive presso gli impianti localizzati nel Paese per periodi più o meno prolungati.
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.
Nel gennaio 2015 Eni e la compagnia di Stato NOC hanno firmato un accordo che sancisce la vendita durante il quadriennio 2015-2018 del gas associato alla produzione di olio del giacimento Bu Attifel nell'area contrattuale B.
Le attività di sviluppo dell'area D hanno riguardato: (i) il collegamento e lo start-up di 3 pozzi di infilling oltre ad attività di ottimizzazione della produzione nel campo di Wafa; (ii) l'avvio della seconda fase di sviluppo del giacimento Bahr Essalam con l'inizio della campagna di perforazione e l'assegnazione del contratto EPC per la realizzazione del sistema sottomarino di collegamento agli impianti di trattamento onshore.
L'attività esplorativa near-field ha avuto esito positivo nell'area contrattuale D con scoperte a gas e condensati: (i) nel prospetto esplorativo offshore Bahr Essalam Sud, in prossimità del giacimento in produzione di Bahr Essalam; (ii) nel prospetto esplorativo offshore Bouri Nord, in prossimità del giacimento in produzione di Bouri. Questi ritrovamenti confermano il grande potenziale di risorse di gas naturale ancora presenti nel Paese.
Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 12 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 Angola dal 1980; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 101 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 21.296 chilometri quadrati (4.404 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 e lo sviluppo del progetto East Hub con start-up previsto nel 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 dell'ex Blocco 3 (Eni 12%) nell'offshore del bacino del Congo; (iii) le Development Area del 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 dell'ex Blocco 15 (Eni 20%) nell'offshore profondo del bacino del Congo.
Eni partecipa in concessioni non in produzione, in particolare nel Blocco 35/11 (Eni 30%, operatore), nel Blocco 3/05-A (Eni 12%), nell'onshore di Cabinda North (Eni 15%) e nelle Open Areas del Blocco 2 del Progetto Gas con il 20%.
Nel corso del 2015 Eni e la compagnia di Stato Sonangol hanno firmato alcuni accordi che rafforzano la partnership strategica e operativa e che includono: (i) l'aggiornamento degli attuali piani di sviluppo della raffineria di Lobito di proprietà della compagnia di Stato angolana, con il supporto di Eni e delle sue competenze nel settore, anche sfruttando le potenziali sinergie derivanti dalle raffinerie già esistenti; e (ii) nell'ambi-
to della strategia Eni di assicurare energia accessibile nel Paese, lo stato di avanzamento della valutazione delle risorse di gas nel Lower Congo Basin per fornire energia al mercato interno, sostenendo l'economia locale e lo sviluppo di progetti agricoli che favoriscono la diversificazione dell'economia del Paese.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Angola sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement.
Produzione Il blocco è suddiviso nelle due Aree A e B. Nel 2015 la produzione di petrolio del blocco è stata di circa 289 mila barili/giorno (circa 28 mila in quota Eni) fornita principalmente dai giacimenti Takula, Malongo e Mafumeira nell'Area A (circa 17 mila barili/giorno in quota Eni) e dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N'Dola, Nemba e Sanha nell'Area B (circa 11 mila barili in quota Eni).
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento delle attività di flaring down sul giacimento Nemba, con una riduzione dei volumi bruciati di circa l'85%; e (ii) le attività a progetto sul giacimento Mafumeira con start-up previsto alla fine del 2016.
Per contrastare il naturale declino dell'area, sono in corso attività di infilling ed esplorative near-field.
Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive offshore. Il petrolio é inviato ad una nave di stoccaggio, tramite il terminale di Palanca, prima di essere esportato. Nel 2015 la produzione complessiva dell'area è stata di circa 49 mila barili/giorno (circa 4 mila in quota Eni).
È stata avviata la produzione del campo Gazela con una produzione pari a circa 3 mila barili/giorno.
Produzione Nel 2015 le Development Area del Blocco 14 hanno prodotto circa 114 mila barili/giorno (circa 16 mila in quota Eni) pari a circa il 14% della produzione Eni nel Paese. Si tratta di una delle aree più prolifiche dell'offshore dell'Africa Occidentale, annoverando a oggi 9 scoperte commerciali. I principali giacimenti in produzione sono Kuito, Landana e Tombua nonché Benguela-Belize/Lobito-Tomboco. Il gas associato prodotto nell'area, inizialmente re-iniettato nel reservoir di Nemba, sarà successivamente trasportato, attraverso la realizzazione di facility di trasporto, all'impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito).
È stata avviata la produzione del progetto Lianzi (Eni 10%) nel Blocco 14K/A IMI con lo start-up dei primi due pozzi che hanno raggiunto alla fine dell'anno il livello produttivo di circa 25 mila barili/giorno. È stato conseguito l'avvio di un ulteriore pozzo nel corso del 2016 che consentirà di raggiungere il picco produttivo pari a 35 mila barili/giorno
Produzione Nel 2015 il blocco ha prodotto circa 326 mila boe/giorno (circa 37 mila in quota Eni). I principali giacimenti in produzione localizzati nell'area di scoperta denominata Kizomba sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nell'agosto 2004 nell'ambito della fase A di sviluppo delle riserve di Kizomba; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel luglio 2005 nell'ambito della fase B di Kizomba; (iii) il progetto Kizomba satelliti-fase 1, avviato nel 2012, e fase 2, avviato nel 2015. Nel 2015 i giacimenti dell'area Kizomba hanno prodotto complessivamente circa 289 mila barili/giorno (circa 34 mila in quota Eni). Altri importanti giacimenti del Blocco 15 sono Mondo e Saxi/Batuque, che nel 2015 hanno prodotto complessivamente circa 37 mila barili/giorno (circa 3 mila in quota Eni).
Lo sfruttamento dei giacimenti avviene attraverso l'impiego di unità FPSO.
Le attività dell'area riguardano la messa in produzione di circa 450 milioni di barili di riserve di petrolio attraverso i due progetti West Hub, sanzionato nel dicembre 2010, ed East Hub, sanzionato nel settembre del 2013.
Il progetto West Hub, in produzione dalla fine del 2014, 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. Nell'aprile 2015 è stata avviata la produzione del giacimento Cinguvu che fa seguito all'avvio di Sangos, e nel gennaio 2016 è stata avviata la produzione del campo di M'Pungi che porta la produzione complessiva dell'area a circa 25 mila barili/giorno in quota Eni.
Il progetto East Hub, di cui si prevede l'avvio nel 2017, ha come obiettivo lo sviluppo delle reservoir nella parte nord est dell'area con uno schema di sviluppo simile a quello del progetto West Hub.
Eni e Sonangol hanno concordato le revisioni contrattuali necessarie a supportare gli investimenti del Blocco 15/06, dove nel gennaio 2015 le Autorità angolane hanno sancito l'estensione triennale del periodo esplorativo del suddetto blocco.
Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG che gestisce un impianto di liquefazione, presso Soyo, in grado di processare 28,3 milioni di metri cubi/giorno producendo 5,2 milioni di tonnellate/
anno di GNL oltre a 50 mila barili/giorno di condensati e GPL. Il progetto tratterà in 30 anni circa 300 miliardi di metri cubi di gas.
Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2015 è stata di 103 mila boe/giorno. L'attività è condotta nell'offshore convenzionale e profondo di fronte a Pointe-Noire e nell'onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.737 chilometri quadrati (1.354 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 56%), 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 (Eni 65%), Zingali e Loufika (Eni 100%), con una produzione nel 2015 di circa 75 mila boe/giorno. I giacimenti non operati situati nei permessi produttivi PEX, Pointe Noire Grand Fond e Likouala (Eni 35%) hanno fornito complessivamente circa 28 mila boe/giorno.
È stata avviata la produzione del giacimento di Litchendjili nel blocco Marine XII (Eni 65%, operatore), attraverso l'installazione di una piattaforma di produzione, la realizzazione delle facility di trasporto e dell'impianto di trattamento onshore. Il picco produttivo di Litchendjili in quota Eni è di 14 mila boe/giorno ed è atteso nel corso del 2016. La produzione gas del giacimento alimenterà la centrale elettrica CEC (Eni 20%) a cui si aggiungerà la produzione olio con i prossimi pozzi di sviluppo.
Sviluppo Prosegue l'attività di sviluppo del giacimento in produzione di Nené Marine, avviato nel 2014, nel blocco Marine XII con il completamento e lo start-up di ulteriori due pozzi produttivi. Nel 2015 è stata sanzionata la FID della fase 2 di sviluppo del giacimento Nené Marine, con startup previsto nel secondo semestre 2016.
È stato completato il programma Project Integrée Hinda (PIH) per il miglioramento delle condizioni di vita della popolazione residente nell'area di M'Boundi. Le attività programmate del PIH nel quinquennio 2011-2015 hanno riguardato i settori dell'educazione, della salute, dell'agricoltura ed accesso all'acqua, con iniziative mirate e condivise con le istituzioni locali. Del progetto hanno beneficiato circa 25.000 persone. Con il supporto del The Earth Institute della Columbia University è stato avviato un programma per l'elaborazione di un sistema di monitoraggio volto a valutare l'efficacia del progetto PIH e il suo contributo allo sviluppo dell'area.
Il programma di flaring down dell'area M'Boundi ha permesso il raggiungimento, di fatto, dello zero flaring, con una riduzione di circa 2,1 milioni di metri cubi/giorno di gas flared. In particolare, il gas associato è utilizzato: (i) per la gas injection con l'obiettivo di ottimizzare il recupero del potenziale minerario; e (ii) con contratti long-term di fornitura alle centrali elettriche presenti nell'area tra cui la CEC con una potenza installata di 300 MW. Nel 2015 le forniture contrattuali di M'Boundi sono state pari a circa 14 mila boe/giorno in quota Eni. Inoltre, nel corso del 2015, è stato definito un accordo quadro di collaborazione per l'espansione della centrale elettrica CEC, volto a promuovere lo sviluppo energetico per contribuire alla crescita del Paese.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nel blocco Marine XII: (i) con il pozzo di appraisal Minsala N1, confermando il potenziale minerario dell'omonima scoperta; e (ii) con la scoperta Nkala Marine. La scoperta è stimata con un potenziale di circa 250- 300 milioni di boe. Le numerose scoperte realizzate nelle sequenze pre-sale nel blocco Marine XII confermano l'efficacia delle tecnologie esplorative Eni, con risorse in posto scoperte di olio e gas stimate in circa 5,8 miliardi di boe.
Eni è presente in Ghana dal 2009 ed è attualmente l'operatore con una quota del 47,22% del permesso esplorativo Offshore Cape Three Points (OCTP) regolato da un accordo di concessione.
Nel Marzo 2016, Eni si è aggiudicata l'operatorship della licenza esplorativa Cape Three Points Block 4 (Eni 42,47%), nell'offshore del Paese.
Sviluppo Le attività sono concentrate sullo sviluppo delle riserve di olio e gas dell'area OCTP. Nel corso del 2015 è stato definito e firmato con le Autorità del Paese il Gas Sale Agreement e i relativi accordi di garanzia per la vendita del gas naturale del progetto OCTP, sanzionato e approvato dal Ministro del Petrolio nel dicembre 2014.
Il programma di sviluppo integrato petrolio e gas naturale prevede la messa in produzione delle scoperte Sankofa, Sankofa East e Gye Nyame, con lo start-up della produzione di petrolio nel 2017 e first gas nel 2018. Il progetto prevede il picco produttivo di circa 40 mila boe/giorno in quota Eni nel 2019.
Nel corso dell'anno le attività a progetto hanno riguardato: (i) l'assegnazione dei principali contratti per la realizzazione della FPSO e la realizzazione delle facility offshore; e (ii) l'avvio delle attività di drilling di sviluppo con la perforazione di 5 pozzi. Inoltre durante il 2015 è stato definito un piano di Livelihood Restoration a favore della popolazione dell'area. Sulla base del modello di cooperazione Eni, è stato definito, con il coinvol-
gimento degli stakeholder locali, un programma a medio-lungo termine a sostegno delle comunità del Paese. Le principali attività in corso riguardano l'area occidentale del Paese (Western Region) con la prosecuzione del Progetto Salute di cui beneficeranno oltre 300.000 persone. In particolare il progetto include: (i) la costruzione di 8 ambulatori medici, di cui 6 già realizzati; (ii) la ristrutturazione di 9 ambulatori già presenti nel territorio, di cui 2 già ultimati; (iii) la costruzione e ristrutturazione di un ulteriore reparto di maternità oltre a quello già inaugurato nel corso dell'anno; e (iv) sono state consegnate 5 ambulanze mentre proseguono le attività di training a personale medico e paramedico nonché la fornitura di ulteriori attrezzature mediche.
Eni è presente nel Paese dal 2006 ed è operatore con una quota del 50% dell'Area esplorativa 4 nel bacino offshore di Rovuma. 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 solo 3 anni. Ad oggi sono state accertate risorse in posto pari a circa 2.500 miliardi di metri cubi localizzate in differenti sezioni dell'area.
Nell'ottobre 2015 Eni si è aggiudicata l'operatorship del blocco esplorativo offshore A-5A (Eni 34%) nelle acque profonde dello Zambesi, di una superficie di circa 5.000 chilometri quadrati.
Sviluppo Le fasi iniziali del programma di sviluppo hanno come target la scoperta di Coral e una parte delle risorse straddling di Mamba.
Nel novembre 2015, in accordo con il Decreto Legge approvato nel dicembre 2014 che definisce il regime fiscale del Rovuma Basin e le regole per i progetti di liquefazione onshore, i concessionari di Area 4 (operata da Eni) e Area 1 (operata da Anadarko) hanno firmato lo Unitization and Unit Operating Agreement (UUOA) che regola lo sviluppo degli straddling reservoirs a gas di Mamba e Prosperidade. Inoltre è stata sottoposta congiuntamente dai due operatori alle Autorità l'allocazione delle aree onshore per la realizzazione degli impianti di liquefazione. Il progetto Mamba prevede nella fase iniziale la realizzazione di due treni GNL onshore con una capacità complessiva di 10 milioni di tonnellate/anno e la perforazione di 16 pozzi sottomarini, con start-up nel 2022, per la produzione di 340 miliardi di metri cubi di gas secondo il piano di sviluppo indipendente ma coordinato con l'operatore dell'Area 1. La FID è prevista nel 2017.
Nel febbraio 2016 il programma di sviluppo della prima fase della scoperta Coral è stato approvato da parte delle Autorità del Paese. Il progetto prevede la messa in produzione di 140 miliardi di metri cubi di gas attraverso la realizzazione di un impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas (Floating LNG-FLNG) con una capacità di 3,4 milioni di tonnellate/anno, alimentato da 6 pozzi sottomarini con start-up nel 2021. Il progetto ha ottenuto nel settembre 2015 la Environmental License alla fine di un processo di valutazione ambientale e sociale che ha coinvolto le comunità locali e le Autorità del Paese. Sono state emesse le contracts' award recommendation per le fasi di costruzione, installazione e commissioning della FLNG e di fornitura degli impianti sottomarini nonché dei rig per il drilling. Inoltre è stato finalizzato il contratto di lungo termine di vendita del GNL. La FID è prevista nel 2016, a seguito dell'approvazione di tutti i contratti e degli accordi commerciali da parte delle autorità Mozambicane e dai partner del progetto.
Sulla base del modello di cooperazione Eni è stato definito, anche attraverso il coinvolgimento degli stakeholder locali, un programma a medio-lungo termine a sostegno delle comunità del Paese e che sarà parte integrante delle attività di sviluppo. Le linee guida del programma prevedono diversi ambiti d'intervento con l'obiettivo di sviluppare le condizioni socio-economiche delle popolazioni e nel rispetto della biodiversità. In particolare nel corso del 2015 sono stati completati alcuni progetti: (i) Water Wells Project per migliorare l'accesso all'acqua presso l'area di Palma attraverso un sistema di water management che include la formazione di comitati di gestione locali per garantire la sostenibilità sul lungo termine dell'iniziativa; (ii) interventi nell'ambito di educazione primaria, secondaria e formazione professionale; (iii) la fornitura di energia elettrica alla scuola elementare dell'area di Pemba a sostegno
dell'alfabetizzazione; e (iv) la riabilitazione di alcune strutture dell'ospedale di Pemba ed interventi di formazione specialistica per medici, infermieri e tecnici ospedalieri.
Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2015 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 137 mila boe/giorno. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 32.015 chilometri quadrati (7.432 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 85%), OPL 245 (Eni 50%) e partecipa nell'OML 118 (Eni 12,5%), nonché nei service contract OMLs 116 e 119. Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa con una quota del 5% in 19 blocchi onshore e con una quota del 12,86% in 2 blocchi dell'offshore convenzionale.
Nella fase esplorativa Eni è operatore delle 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 corso dell'anno sono proseguiti i programmi di sostegno della popolazione locale con iniziative nei campi delle infrastrutture pubbliche, dei servizi d'istruzione, programmi sanitari, ampliamento delle aree fornite di energia elettrica, nonché attività di training per favorire lo sviluppo economico in particolare nel settore agricolo.
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 delle compagnie di Stato.
Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2015 oltre il 40% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 58 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 delle petroliere a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa delle riserve 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 Kwale-Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2015 le forniture alla centrale sono state di circa 2 milioni di metri cubi/giorno, pari a circa 12 mila boe/giorno (circa 3 mila boe/giorno in quota Eni).
Sviluppo Proseguono le attività di sviluppo dell'area: (i) il programma di flaring down e valorizzazione del gas associato continua pres-
so le flow station di Kwale/Oshi e l'oil center di Ebocha. Nel 2015 il programma ha raggiunto una riduzione di circa l'85% dei volumi bruciati; e (ii) il progetto di gestione delle acque di produzione attraverso la realizzazione di sistemi di raccolta, trattamento e re-iniezione in giacimento. Nel corso del 2015 è stato completato il primo hub di trattamento con la realizzazione di facility con capacità complessiva pari a 60 mila barili/giorno.
Produzione Nel 2015 il giacimento Bonga ha prodotto circa 19 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.
Nel corso dell'anno è stato conseguito lo start-up produttivo del giacimento Bonga NW, con l'allacciamento di ulteriori pozzi produttori e iniettori all'esistente FPSO.
Produzione La produzione è fornita dal giacimento Abo che nel 2015 ha prodotto circa 22 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione è supportata da un'unità FPSO della capacità di trattamento di 45 mila boe/giorno e di stoccaggio di 800 mila barili.
Sono state completate le attività con conseguente avvio produttivo del
progetto Abo fase 3 con l'allacciamento di due ulteriori pozzi produttori alle esistenti facility produttive dell'area.
Nel 2015, la produzione fornita dalla SPDC JV ha rappresentato circa il 20% della produzione Eni nel Paese, pari a circa 32 mila boe/giorno.
Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) nel blocco OML 28 (Eni 5%), le attività di drilling nell'ambito del progetto integrato nell'area di Gbara-Ubie per la fornitura di gas naturale all'impianto di liquefazione di Bonny (Eni 10,4%) e start-up previsto nel 2016; e (ii) nel blocco OML 43 (Eni 5%), il programma di sviluppo del giacimento Forcados-Yokri prevede la perforazione di 24 pozzi produttori, l'upgrading delle flowstations esistenti e la realizzazione di facility di trasporto. Lo start-up è atteso nel 2016.
Eni partecipa con il 10,4% nella joint-venture 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. Una settima unità di trattamento è in fase progettuale. A regime la capacità produttiva dell'impianto sarà di circa 30 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti alla carica di circa 46 miliardi di metri cubi/ anno di feed gas. Attualmente le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement della durata residua di diciotto anni dalle produzioni della SPDC JV e della NAOC JV dai blocchi OML 60, 61, 62 e 63 con un impegno contrattuale di fornitura media del prossimo quadriennio pari a circa 80 milioni di metri cubi/ giorno (circa 7,5 milioni in quota Eni equivalenti a circa 48 mila boe/ giorno). 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 Co. Nel corso dell'anno sono state varate sei nuove metaniere.
Eni è presente in Kazakhstan dal 1992 dove è co-operatore del giacimento in produzione di Karachaganak e partecipa al consorzio North Caspian Sea PSA responsabile delle operazioni del giacimento Kashagan. Nel giugno 2015 Eni e KazMunayGas (KMG) hanno firmato un accordo che stabilisce le condizioni per il trasferimento a Eni di 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 perfezionamento dell'accordo avverrà una volta ottenute le approvazioni di legge richieste. Il blocco, che si stima abbia un notevole potenziale di risorse petrolifere, sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Inoltre, a seguito del completamento del FEED, sono state avviate le attività per l'assegnazione dei contratti relativi alla costruzione di un cantiere navale a Kuryk, così come previsto dagli accordi siglati nel 2014.
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.
Il 13 giugno 2015 è stato completato il processo di cambiamento del modello operativo per la conduzione delle operazioni del progetto. Il nuovo modello, che ha l'obiettivo di migliorare l'efficienza dei processi operativi e decisionali e ridurre i costi, prevede che la società NCOC NV, partecipata dai sette partner del consorzio, sia l'Operatore unico di tutte le fasi di esplorazione, sviluppo e produzione di Kashagan.
Nel Dicembre 2015, le autorità Kazakhe hanno approvato l'amendment 5 al piano di sviluppo della Fase 1 del progetto Kashagan (la cosiddetta Experimental Program) che ha definito l'aggiornamento dello schedule e del budget del progetto e le attività di sostituzione delle pipeline danneggiate a seguito dell'incidente occorso subito dopo lo start-up di Settembre 2013 che aveva costretto il Consorzio all'interruzione della produzione.
Nel corso dell'anno sono proseguite le attività di sostituzione delle due pipeline danneggiate. L'installazione sarà completata nella seconda metà del 2016, con il conseguente riavvio produttivo entro la fine del 2016. Si prevede che la produzione raggiunga la capacità totale della Fase 1 dello sviluppo, pari a 370 mila barili/giorno, nel corso del 2017.
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 della durata di 40 anni, fino al 2037. Eni e British Gas sono co-operatori.
Nel giugno 2015 è stato definito l'accordo di estensione fino al 2038 del Gas Sales Agreement del giacimento Karachaganak. L'accordo garantisce la fornitura degli attuali volumi di gas all'impianto di trattamento di Orenburg, ponendo le basi all'implementazione di nuovi progetti per mantenere il livello dei volumi prodotti di liquidi e gas.
Produzione La produzione di Karachaganak nell'anno è stata di 239 mila barili/giorno di liquidi (56 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 48% del gas prodotto per la vendita alla centrale di Orenburg, ed il restante volume per la re-iniezione nelle parti superiori del giacimento e per la produzione di fuel gas. Circa il 93% 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 È allo studio l'Expansion Project del giacimento Karachaganak attraverso la realizzazione, in stadi successivi, di impianti per il trattamento gas e per la re-iniezione al fine di mantenere il profilo produttivo di liquidi. Sono in corso le valutazioni tecniche e commerciali per la definizione della prima fase di sviluppo volta a incrementare la capacità di re-iniezione gas.
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, manutenzione di ospedali e strade, costruzione di impianti di riscaldamento e di centri sportivi.
Inoltre, a seguito della ridefinizione della Sanitary Protection Zone (SPZ) associata ai progetti di sviluppo in corso, nel 2015 è stato avviato, in conformità alle best practices e standard inter nazionali, un progetto per la rilocazione degli abitanti dei villaggi di Berezovka e Bestau.
Sono proseguite le attività di monitoraggio su biodiversità ed ecosistemi presso le aree produttive.
Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 17 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 34.633 chilometri quadrati (25.124 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%), dove sono in produzione sette giacimenti prevalentemente a gas che alimentano l'impianto di liquefazione di Bontang, uno dei più grandi al mondo. Il gas liquefatto viene esportato in Giappone, Corea del Sud e Taiwan.
Sviluppo Le attività di sviluppo in corso per assicurare le forniture all'impianto di Bontang riguardano: (i) il progetto Jangkrik (Eni operatore con il 55%) nell'offshore del Kalimantan. Le attività prevedono la perforazione di pozzi produttori collegati con una Floating Production Unit per il trattamento del gas e dei condensati nonché la realizzazione delle facility di trasporto. Lo start-up è previsto nel 2017; e (ii) il progetto di Bangka (Eni 20%) nel Kalimantan orientale, con avvio atteso nel 2016.
Nel giugno 2015 Eni e i partner del progetto Jangkrik hanno firmato con la società PT Pertamina due accordi per la vendita a partire dal 2017 di 1,4 milioni di tonnellate/anno di GNL.
Sono in corso diverse iniziative sui temi di protezione ambientale, sanitario e scolastico per le comunità locali nelle aree operative del Kalimantan orientale, di Papua e del Nord Sumatra.
Esplorazione L'attività di valutazione successiva alla scoperta a gas Merakes, nell'offshore profondo del blocco East Sepinngan (Eni operatore, 85%), ha consentito di incrementare in misura significativa le stime dei volumi di gas in place.
Le attività Eni nel Paese hanno riguardato esclusivamente il recupero dei costi sostenuti in passato per lo sviluppo di progetti petroliferi riconsegnati alle first party iraniane. Si ritiene che tali attività, anche alla luce del recente accordo tra Iran e i paesi occidentali che ha portato alla parziale rimozione delle sanzioni, non rappresentino violazione di alcuna normativa applicabile.
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 2015 ha prodotto 40 mila barili/giorno in quota Eni.
A inizio marzo 2016 sono stati infatti avviati tre nuovi impianti di ultima generazione per il trattamento di olio, gas e acqua (Initial Production Facilities – IPF) che assieme a quelli già esistenti, ristrutturati e ammodernati, hanno aumentato la capacità di trattamento dell'olio e del gas di Zubair a circa 650 mila barili/giorno e consentiranno anche di massimizzare l'utilizzo del gas associato. Oltre alle operazioni di trattamento, questi impianti hanno una capacità di iniezione di acqua in giacimento di 300 mila barili/giorno, che sarà determinante per aumentare la produzione di idrocarburi di Zubair.
Sviluppo Sono in fase di completamento le attività relative alla fase iniziale di sviluppo (Rehabilitation Plan) del giacimento Zubair.
Il progetto include una ulteriore fase di sviluppo (Enhanced Redevelopment Plan), le cui attività sono state avviate nel 2014, per il raggiungimento del plateau di produzione di 850 mila barili/giorno.
Nel Settembre 2015, Occidental of Iraq LLC, uno dei partner di Eni Iraq BV nel progetto Zubair, ha comunicato la sua decisione di uscire dal progetto Zubair e nel Dicembre 2015 SOC, la compagnia petrolifera di Stato irachena, ha manifestato la volontà di subentrare a Occidental of Iraq LLC. Sono in corso negoziati tra le parti coinvolte.
Proseguono le iniziative a supporto delle comunità locali, in particolare nell'ambito dell'istruzione, attraverso la ristrutturazione di edifici scolastici e progetti a supporto delle attività didattiche.
Eni è presente in Pakistan dal 2000; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 41 mila boe/giorno, prevalentemente gas, su di una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 21.876 chilometri quadrati (8.810 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 2015 hanno prodotto circa il 75% della produzione Eni nel Paese.
Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato attività di infilling 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 2015, la produzione in quota Eni è stata di 11 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 prodotto è utilizzato per consumi interni e per gas lift. L'ammontare residuo è trasportato da Turkmenneft, tramite il grid locale.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) interventi finalizzati a contrastare il declino produttivo dell'area; (ii) attività mirate al miglioramento delle condizioni di sicurezza, efficienza e tutela ambientale.
Eni è presente in Ecuador dal 1988, nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 11 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, con durata fino al 2033. L'estensione di dieci anni è stata firmata nel Dicembre 2015.
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 Sono state avviate le attività preliminari sui progetti di Villano Fase VI e Oglan.
Proseguono le attività di manutenzione e continuo miglioramento delle facility al fine di mantenere gli elevati standard di sicurezza e il livello di efficienza.
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 3.918 chilometri quadrati (2.118 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2015 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 98 mila boe/giorno.
Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.
Eni partecipa in 128 blocchi di esplorazione e sviluppo nell'offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 73 come operatore. Nell'ambito della razionalizzazione del portafoglio, è stata completata la vendita di alcuni asset produttivi minori.
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 non operati di Europa (Eni 32%), Medusa (Eni 25%), Thunder Hawk (Eni 25%) e Frontrunner (Eni 37,5%).
Nel corso dell'anno sono stati avviati: (i) il giacimento Hadrian South (Eni 30%), con una produzione giornaliera stimata in 10 milioni di metri cubi di gas e 2.250 barili di idrocarburi liquidi (circa 16 mila boe/giorno in quota Eni); e (ii) il giacimento Lucius (Eni 8,5%), con una produzione giornaliera stimata di circa 7.000 boe/giorno in quota Eni.
Ad inizio 2016 è stata avviata la produzione del progetto Heidelberg (Eni 12,5%) nell'offshore profondo del Golfo del Messico. La produzione a regime è prevista in circa 9 mila boe/giorno in quota Eni. Proseguono le attività di sviluppo pianificate.
Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di drilling sul campo operato di Devil's Tower nonché sui campi non operati di Medusa (Eni 25%), K2 (Eni 13,39%) e St. Malo (Eni 1,25%).
Produzione La produzione è fornita essenzialmente dall'area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, asset acquisito a seguito dell'accordo con Quicksilver, contenente riserve di gas non convenzionale (shale gas). La produzione nell'anno è stata pari a oltre 6 mila boe/giorno in quota Eni.
Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo Puckett Trust 1H, nell'ambito dell'accordo stipulato con Quicksilver Resources volto a valutare, esplorare e sviluppare giacimenti non convenzionali (shale oil) situati nella parte meridionale del bacino del Delaware nel Texas occidentale. La scoperta è stata già allacciata alle facility produttive presenti nell'area.
Eni partecipa in 61 blocchi di esplorazione e sviluppo con quote comprese tra il 30% e il 100%, dei quali 40 operati.
Produzione I principali giacimenti sono Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk (Eni 30%) con una produzione complessiva pari a circa 25 mila barili/giorno in quota Eni nel 2015.
Sviluppo Proseguono le attività di drilling sui giacimenti di Nikaitchuq e Oooguruk.
Sulla base del modello Eni di sviluppo sostenibile, nel corso dell'anno è proseguito l'aggiornamento del Piano di azioni di tutela della biodiversità e dei servizi ecosistemici nell'area produttiva di Nikaitchuq.
Eni è presente in Trinidad e Tobago dal 1970; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 2 milioni di metri cubi/giorno (pari a 13 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. La produzione eccedente di gas liquefatto è venduta su altri mercati.
Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2015 la produzione in quota Eni è stata di 25 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).
Le attività di esplorazione e produzione dei giacimenti di petrolio di Eni in Venezuela sono regolate dal regime di "Impresa Mista". Nel regime di Impresa Mista una società di diritto venezuelano è titolare dei relativi diritti minerari, svolge direttamente le operazioni petrolifere ed è partecipata da CVP (Corporación Venezuelana de Petróleo) o altra affiliata di PDVSA con una quota minima pari al 60%.
Produzione La produzione è fornita dai giacimenti Corocoro (Eni 26%), nel Golfo di Paria, e dal giant Junin 5 (Eni 40%), situato nella Faja dell'Orinoco, con volumi in posto certificati in 35 miliardi di barili.
Inoltre, nel luglio 2015, è stata avviata la produzione del giacimento giant a gas di Perla nel blocco Cardón IV (Eni 50%), localizzato nel Golfo di Venezuela. Il gas prodotto sarà principalmente utilizzato dalla società di stato PDVSA nel mercato domestico sulla base di un Gas Sale Agreement fino al 2036. Lo sviluppo di Perla è stato pianificato in tre fasi con 21 pozzi di produzione, la posa di quattro piattaforme collegate tramite gasdotto a un impianto di trattamento onshore. Il livello produttivo alla fine dell'anno è stato di oltre 14 milioni di metri cubi/giorno al 100%. La seconda fase di sviluppo porterà a una produzione di 23 milioni di metri cubi/giorno. La terza fase di sviluppo permetterà di raggiungere il plateau di produzione di 34 milioni di metri cubi/giorno. Sviluppo Proseguono le attività di drilling del giacimento Junin 5. Sono in corso di valutazione possibili ottimizzazioni del programma di sviluppo. 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 de 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 2015 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 26 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore convenzionale e profondo per una superficie sviluppata e non sviluppata di 22.819 chilometri quadrati (16.333 chilometri quadrati in quota Eni).
Le principali aree di produzione partecipate da Eni si trovano nei Blocchi WA-33-L (Eni 100%), JPDA 03-13 (Eni 10,99%) e JPDA 06-105 (Eni 40%, operatore). Nella fase di appraisal/sviluppo Eni partecipa nelle aree NT/P68 (Eni 100%) e NT/RL7 (Eni 32,5%). Inoltre Eni detiene quote in ulteriori 6 licenze esplorative, di cui una in JPDA.
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 e liquidi di Bayu Undan, in produzione dal 2004, ha prodotto 149 mila boe/giorno (circa 13 mila boe in quota Eni) nel 2015. 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. È stata completata con conseguente avvio produttivo la fase 3 di svilup-
po con l'obiettivo d'incrementare la produzione di liquidi e sostenere la produzione di GNL.
Produzione Il giacimento a olio di Kitan, in produzione dal 2011, ha prodotto 5 mila barili/giorno nel 2015 (circa 2 mila in quota Eni). Lo sfruttamento del giacimento si è concluso nel dicembre 2015.
Produzione Il giacimento a gas Blacktip, in produzione dal 2009, ha prodotto 621 milioni di metri cubi/anno nel 2015 (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.
| Exploration & Production | ||
|---|---|---|
Eni Fact Book 33
Riserve certe di idrocarburi per area geografica (milioni di boe)
| Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (al 31 dicembre) | Italia | d'Europa Resto |
Africa | Africa | dell'Asia Resto |
America | e Oceania Australia |
Totale | |
| 2013 | |||||||||
| Riserve certe di idrocarburi | 499 | 557 | 1.802 | 1.230 | 1.035 | 270 | 966 | 176 | 6.535 |
| Società consolidate | 499 | 557 | 1.783 | 1.155 | 1.035 | 263 | 240 | 176 | 5.708 |
| Società in joint venture e collegate | 19 | 75 | 7 | 726 | 827 | ||||
| Sviluppate | 408 | 343 | 1.022 | 701 | 566 | 93 | 171 | 123 | 3.427 |
| Società consolidate | 408 | 343 | 1.003 | 701 | 566 | 90 | 153 | 123 | 3.387 |
| Società in joint venture e collegate | 19 | 3 | 18 | 40 | |||||
| Non sviluppate | 91 | 214 | 780 | 529 | 469 | 177 | 795 | 53 | 3.108 |
| Società consolidate | 91 | 214 | 780 | 454 | 469 | 173 | 87 | 53 | 2.321 |
| Società in joint venture e collegate | 75 | 4 | 708 | 787 | |||||
| 2014 | |||||||||
| Riserve certe di idrocarburi | 503 | 544 | 1.756 | 1.320 | 1.069 | 290 | 960 | 160 | 6.602 |
| Società consolidate | 503 | 544 | 1.740 | 1.239 | 1.069 | 285 | 232 | 160 | 5.772 |
| Società in joint venture e collegate | 16 | 81 | 5 | 728 | 830 | ||||
| Sviluppate | 401 | 335 | 919 | 725 | 589 | 115 | 214 | 135 | 3.433 |
| Società consolidate | 401 | 335 | 904 | 702 | 589 | 112 | 188 | 135 | 3.366 |
| Società in joint venture e collegate | 15 | 23 | 3 | 26 | 67 | ||||
| Non sviluppate | 102 | 209 | 837 | 595 | 480 | 175 | 746 | 25 | 3.169 |
| Società consolidate | 102 | 209 | 836 | 537 | 480 | 173 | 44 | 25 | 2.406 |
| Società in joint venture e collegate | 1 | 58 | 2 | 702 | 763 | ||||
| 2015 | |||||||||
| Riserve certe di idrocarburi | 465 | 495 | 1.708 | 1.369 | 1.198 | 426 | 1.079 | 150 | 6.890 |
| Società consolidate | 465 | 495 | 1.694 | 1.282 | 1.198 | 422 | 269 | 150 | 5.975 |
| Società in joint venture e collegate | 14 | 87 | 4 | 810 | 915 | ||||
| Sviluppate | 362 | 404 | 1.024 | 786 | 689 | 161 | 482 | 115 | 4.023 |
| Società consolidate | 362 | 404 | 1.010 | 764 | 689 | 159 | 217 | 115 | 3.720 |
| Società in joint venture e collegate | 14 | 22 | 2 | 265 | 303 | ||||
| Non sviluppate | 103 | 91 | 684 | 583 | 509 | 265 | 597 | 35 | 2.867 |
| Società consolidate | 103 | 91 | 684 | 518 | 509 | 263 | 52 | 35 | 2.255 |
| Società in joint venture e collegate | 65 | 2 | 545 | 612 |
Riserve certe di petrolio e condensati per area geografica (milioni di barili)
| Settentrionale | Sub-Sahariana | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| d'Europa | Kazakhstan | dell'Asia | e Oceania Australia |
||||||
| (al 31 dicembre) | Italia | Resto | Africa | Africa | Resto | America | Totale | ||
| 2013 | |||||||||
| Riserve certe di petrolio e condensati | 220 | 330 | 846 | 738 | 679 | 129 | 263 | 22 | 3.227 |
| Società consolidate | 220 | 330 | 830 | 723 | 679 | 128 | 147 | 22 | 3.079 |
| Società in joint venture e collegate | 16 | 15 | 1 | 116 | 148 | ||||
| Sviluppate | 177 | 179 | 577 | 465 | 295 | 38 | 115 | 20 | 1.866 |
| Società consolidate | 177 | 179 | 561 | 465 | 295 | 38 | 96 | 20 | 1.831 |
| Società in joint venture e collegate | 16 | 19 | 35 | ||||||
| Non sviluppate | 43 | 151 | 269 | 273 | 384 | 91 | 148 | 2 | 1.361 |
| Società consolidate | 43 | 151 | 269 | 258 | 384 | 90 | 51 | 2 | 1.248 |
| Società in joint venture e collegate | 15 | 1 | 97 | 113 | |||||
| 2014 | |||||||||
| Riserve certe di petrolio e condensati | 243 | 331 | 790 | 756 | 697 | 132 | 264 | 13 | 3.226 |
| Società consolidate | 243 | 331 | 776 | 739 | 697 | 131 | 147 | 13 | 3.077 |
| Società in joint venture e collegate | 14 | 17 | 1 | 117 | 149 | ||||
| Sviluppate | 184 | 174 | 534 | 477 | 306 | 64 | 142 | 12 | 1.893 |
| Società consolidate | 184 | 174 | 521 | 470 | 306 | 64 | 116 | 12 | 1.847 |
| Società in joint venture e collegate | 13 | 7 | 26 | 46 | |||||
| Non sviluppate | 59 | 157 | 256 | 279 | 391 | 68 | 122 | 1 | 1.333 |
| Società consolidate | 59 | 157 | 255 | 269 | 391 | 67 | 31 | 1 | 1.230 |
| Società in joint venture e collegate | 1 | 10 | 1 | 91 | 103 | ||||
| 2015 | |||||||||
| Riserve certe di petrolio e condensati | 228 | 305 | 834 | 803 | 771 | 262 | 347 | 9 | 3.559 |
| Società consolidate | 228 | 305 | 821 | 787 | 771 | 262 | 189 | 9 | 3.372 |
| Società in joint venture e collegate | 13 | 16 | 158 | 187 | |||||
| Sviluppate | 171 | 237 | 555 | 517 | 355 | 126 | 178 | 9 | 2.148 |
| Società consolidate | 171 | 237 | 542 | 511 | 355 | 126 | 149 | 9 | 2.100 |
| Società in joint venture e collegate | 13 | 6 | 29 | 48 | |||||
| Non sviluppate | 57 | 68 | 279 | 286 | 416 | 136 | 169 | 1.411 | |
| Società consolidate | 57 | 68 | 279 | 276 | 416 | 136 | 40 | 1.272 | |
| Società in joint venture e collegate | 10 | 129 | 139 |
Exploration & Production
| Riserve certe di gas naturale per area geografica | (milioni di metri cubi) | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (al 31 dicembre) | Italia | d'Europa Resto |
Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | dell'Asia Resto |
America | e Oceania Australia |
Totale |
| 2013 | |||||||||
| Riserve certe di gas naturale | 43.329 | 35.341 | 148.583 | 76.552 | 55.402 | 21.892 | 109.352 | 24.001 | 514.452 |
| Società consolidate | 43.329 | 35.341 | 148.162 | 67.202 | 55.402 | 21.089 | 14.397 | 24.001 | 408.923 |
| Società in joint venture e collegate | 421 | 9.350 | 803 | 94.955 | 105.529 | ||||
| Sviluppate | 35.835 | 25.587 | 69.282 | 36.666 | 42.144 | 8.483 | 8.920 | 15.894 | 242.811 |
| Società consolidate | 35.835 | 25.587 | 68.864 | 36.666 | 42.144 | 8.101 | 8.769 | 15.894 | 241.860 |
| Società in joint venture e collegate | 418 | 382 | 151 | 951 | |||||
| Non sviluppate | 7.494 | 9.754 | 79.301 | 39.886 | 13.258 | 13.409 | 100.432 | 8.107 | 271.641 |
| Società consolidate | 7.494 | 9.754 | 79.298 | 30.536 | 13.258 | 12.988 | 5.628 | 8.107 | 167.063 |
| Società in joint venture e collegate | 3 | 9.350 | 421 | 94.804 | 104.578 | ||||
| 2014 | |||||||||
| Riserve certe di gas naturale | 40.484 | 33.196 | 150.288 | 87.608 | 58.013 | 24.488 | 108.189 | 22.821 | 525.087 |
| Società consolidate | 40.484 | 33.196 | 149.869 | 77.651 | 58.013 | 23.978 | 13.246 | 22.821 | 419.258 |
| Società in joint venture e collegate | 419 | 9.957 | 510 | 94.943 | 105.829 | ||||
| Sviluppate | 33.754 | 25.125 | 60.170 | 38.520 | 43.966 | 7.666 | 11.286 | 19.102 | 239.589 |
| Società consolidate | 33.754 | 25.125 | 59.755 | 35.980 | 43.966 | 7.393 | 11.141 | 19.102 | 236.216 |
| Società in joint venture e collegate | 415 | 2.540 | 273 | 145 | 3.373 | ||||
| Non sviluppate | 6.730 | 8.071 | 90.118 | 49.088 | 14.047 | 16.822 | 96.903 | 3.719 | 285.498 |
| Società consolidate | 6.730 | 8.071 | 90.114 | 41.671 | 14.047 | 16.585 | 2.105 | 3.719 | 183.042 |
| Società in joint venture e collegate | 4 | 7.417 | 237 | 94.798 | 102.456 | ||||
| 2015 | |||||||||
| Riserve certe di gas naturale | 36.905 | 29.594 | 136.244 | 87.823 | 66.649 | 25.223 | 113.818 | 21.793 | 518.049 |
| Società consolidate | 36.905 | 29.594 | 135.881 | 76.856 | 66.649 | 24.864 | 12.419 | 21.793 | 404.961 |
| Società in joint venture e collegate | 363 | 10.967 | 359 | 101.399 | 113.088 | ||||
| Sviluppate | 29.757 | 26.034 | 73.031 | 41.743 | 51.832 | 5.485 | 47.240 | 16.562 | 291.684 |
| Società consolidate | 29.757 | 26.034 | 72.668 | 39.367 | 51.832 | 5.225 | 10.549 | 16.562 | 251.994 |
| Società in 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 |
| Società consolidate | 7.148 | 3.560 | 63.213 | 37.489 | 14.817 | 19.639 | 1.870 | 5.231 | 152.967 |
| Società in joint venture e collegate | 8.591 | 99 | 64.708 | 73.398 |
| Produzione di idrocarburi per Paese(a) | (migliaia di boe/giorno) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 186 | 179 | 169 | |
| Resto d'Europa | 155 | 190 | 185 | |
| Croazia | 8 | 7 | 4 | |
| Norvegia | 106 | 112 | 105 | |
| Regno Unito | 41 | 71 | 76 | |
| Africa Settentrionale | 556 | 567 | 662 | |
| Algeria | 88 | 109 | 96 | |
| Egitto | 227 | 206 | 189 | |
| Libia | 228 | 239 | 365 | |
| Tunisia | 13 | 13 | 12 | |
| Africa Sub-Sahariana | 332 | 325 | 341 | |
| Angola | 87 | 84 | 101 | |
| Congo | 120 | 106 | 103 | |
| Nigeria | 125 | 135 | 137 | |
| Kazakhstan | 100 | 88 | 95 | |
| Resto dell'Asia | 144 | 98 | 135 | |
| Cina | 8 | 4 | 3 | |
| India | 1 | 1 | 1 | |
| Indonesia | 16 | 16 | 17 | |
| Iran | 4 | 1 | 22 | |
| Iraq | 22 | 21 | 40 | |
| Pakistan | 52 | 45 | 41 | |
| Russia | 31 | |||
| Turkmenistan | 10 | 10 | 11 | |
| America | 116 | 125 | 147 | |
| Ecuador | 13 | 12 | 11 | |
| Stati Uniti | 82 | 92 | 98 | |
| Trinidad e Tobago | 11 | 11 | 13 | |
| Venezuela | 10 | 10 | 25 | |
| Australia e Oceania | 30 | 26 | 26 | |
| Australia | 30 | 26 | 26 | |
| Totale estero | 1.433 | 1.419 | 1.591 | |
| 1.619 | 1.598 | 1.760 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 54 | 22 | 34 | |
| Angola | 3 | 2 | ||
| Indonesia | 5 | 5 | 5 | |
| Russia | 31 | |||
| Tunisia | 5 | 5 | 4 | |
| Venezuela | 10 | 10 | 25 |
| Produzione venduta di idrocarburi | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Produzione di idrocarburi (milioni di boe) |
591,0 | 583,1 | 642,4 |
| Variazione rimanenze/altre | (5,7) | (4,2) | (1,9) |
| Autoconsumi di gas | (30,0) | (29,4) | (26,4) |
| Produzione venduta di idrocarburi (b) | 555,3 | 549,5 | 614,1 |
| petrolio (milioni di barili) |
299,54 | 299,78 | 330,12 |
| - di cui ai settori mid-downstream | 178,83 | 184,74 | 201,92 |
| gas naturale (miliardi di metri cubi) |
39,78 | 38,83 | 44,17 |
| - di cui a settore G&P | 10,89 | 10,51 | 11,17 |
(a) Comprende la quota di gas naturale utilizzata come autoconsumo (11,2, 12,5 e 12,8 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2015, 2014 e 2013). (b) Include 11,4 milioni di boe di produzione venduta dalle società in joint venture e collegate nel 2015 (6,1 e 17,1 milioni di boe nel 2014 e 2013, rispettivamente).
| Produzione di petrolio e condensati per Paese | (migliaia di barili/giorno) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 71 | 73 | 69 | |
| Resto d'Europa | 77 | 93 | 85 | |
| Norvegia | 60 | 62 | 57 | |
| Regno Unito | 17 | 31 | 28 | |
| Africa Settentrionale | 252 | 252 | 272 | |
| Algeria | 73 | 83 | 79 | |
| Egitto | 93 | 88 | 96 | |
| Libia | 76 | 73 | 89 | |
| Tunisia | 10 | 8 | 8 | |
| Africa Sub-Sahariana | 242 | 231 | 256 | |
| Angola | 79 | 75 | 96 | |
| Congo | 90 | 80 | 78 | |
| Nigeria | 73 | 76 | 82 | |
| Kazakhstan | 61 | 52 | 56 | |
| Resto dell'Asia | 49 | 37 | 78 | |
| Cina | 7 | 4 | 3 | |
| Indonesia | 2 | 2 | 3 | |
| Iran | 4 | 1 | 22 | |
| Iraq | 22 | 21 | 40 | |
| Russia | 5 | |||
| Turkmenistan | 9 | 9 | 10 | |
| America | 71 | 84 | 87 | |
| Ecuador | 13 | 12 | 11 | |
| Stati Uniti | 48 | 62 | 64 | |
| Venezuela | 10 | 10 | 12 | |
| Australia e Oceania | 10 | 6 | 5 | |
| Australia | 10 | 6 | 5 | |
| Totale estero | 762 | 755 | 839 | |
| 833 | 828 | 908 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 20 | 15 | 17 | |
| Indonesia | 1 | 1 | 1 | |
| Russia | 5 | |||
| Tunisia | 4 | 4 | 4 | |
| Venezuela | 10 | 10 | 12 |
| Produzione di idrocarburi disponibile per la vendita(a) | (migliaia di boe/giorno) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 179 | 171 | 161 | |
| Resto d'Europa | 149 | 184 | 179 | |
| Africa Settentrionale | 528 | 532 | 635 | |
| Africa Sub-Sahariana | 307 | 307 | 324 | |
| Kazakhstan | 96 | 85 | 92 | |
| Resto dell'Asia | 135 | 91 | 128 | |
| America | 114 | 122 | 144 | |
| Australia e Oceania | 29 | 25 | 25 | |
| 1.537 | 1.517 | 1.688 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 51 | 20 | 33 | |
| Africa Settentrionale | 5 | 4 | 4 | |
| Africa Sub-Sahariana | 2 | 2 | ||
| Resto dell'Asia | 34 | 4 | 5 | |
| America | 10 | 10 | 24 |
(a) Non comprende la produzione di gas autoconsumato.
| Produzione di gas naturale per Paese(a) 2013 (milioni di metri cubi/giorno) |
2014 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Italia | 17,9 | 16,5 | 15,5 | |
| Resto d'Europa | 12,2 | 15,2 | 15,6 | |
| Croazia | 1,2 | 1,1 | 0,6 | |
| Norvegia | 7,1 | 7,8 | 7,5 | |
| Regno Unito | 3,9 | 6,3 | 7,5 | |
| Africa Settentrionale | 47,4 | 48,8 | 60,7 | |
| Algeria | 2,3 | 4,0 | 2,7 | |
| Egitto | 20,8 | 18,4 | 14,4 | |
| Libia | 23,7 | 25,8 | 43,0 | |
| Tunisia | 0,6 | 0,6 | 0,6 | |
| Africa Sub-Sahariana | 14,0 | 14,7 | 13,3 | |
| Angola | 1,3 | 1,4 | 0,9 | |
| Congo | 4,6 | 4,1 | 3,9 | |
| Nigeria | 8,1 | 9,2 | 8,5 | |
| Kazakhstan | 6,0 | 5,7 | 6,2 | |
| Resto dell'Asia | 14,7 | 9,4 | 8,9 | |
| Cina | 0,1 | |||
| India | 0,2 | 0,1 | 0,1 | |
| Indonesia | 2,2 | 2,1 | 2,2 | |
| Pakistan | 8,0 | 7,0 | 6,4 | |
| Russia | 4,0 | |||
| Turkmenistan | 0,2 | 0,2 | 0,2 | |
| America | 7,0 | 6,2 | 9,2 | |
| Stati Uniti | 5,3 | 4,5 | 5,3 | |
| Trinidad e Tobago | 1,7 | 1,7 | 2,0 | |
| Venezuela | 1,9 | |||
| Australia e Oceania | 3,1 | 3,1 | 3,2 | |
| Australia | 3,1 | 3,1 | 3,2 | |
| Totale estero | 104,4 | 103,1 | 117,1 | |
| 122,3 | 119,6 | 132,6 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 5,3 | 1,1 | 2,8 | |
| Angola | 0,4 | 0,3 | ||
| Indonesia | 0,7 | 0,7 | 0,7 | |
| Russia | 4,0 | |||
| Tunisia | 0,2 | 0,1 | 0,2 | |
| Venezuela | 1,9 |
| Produzione di gas naturale disponibile per la vendita(b) | (milioni di metri cubi/giorno) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 17 | 15 | 14 | |
| Resto d'Europa | 11 | 14 | 14 | |
| Africa Settentrionale | 43 | 44 | 56 | |
| Africa Sub-Sahariana | 10 | 12 | 11 | |
| Kazakhstan | 6 | 5 | 6 | |
| Resto dell'Asia | 13 | 8 | 8 | |
| America | 7 | 6 | 9 | |
| Australia e Oceania | 3 | 3 | 3 | |
| 110 | 107 | 121 | ||
| di cui società in joint venture e collegate | 5 | 1 | 3 | |
| Resto dell'Asia | 5 | 1 | 1 | |
| America | 2 |
(a) Comprende la produzione di gas naturale utilizzato come autoconsumo (11,2, 12,5 e 12,8 milioni di metri cubi/giorno, rispettivamente nel 2015, 2014 e 2013). (b) Non comprende la produzione di gas autoconsumato.
| Prezzi medi di realizzo | 2013 | 2014 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio e condensati | CONS | JV | CONS | JV | CONS | JV |
| (\$/barile) | ||||||
| Italia | 98,50 | 87,80 | 43,46 | |||
| Resto d'Europa | 98,97 | 88,80 | 45,88 | |||
| Africa Settentrionale | 100,42 | 17,96 | 88,99 | 17,94 | 46,66 | 18,03 |
| Africa Sub-Sahariana | 105,13 | 93,45 | 49,91 | |||
| Kazakhstan | 99,37 | 91,86 | 48,26 | |||
| Resto dell'Asia | 99,69 | 33,87 | 77,99 | 65,90 | 40,10 | 27,89 |
| America | 85,27 | 93,32 | 79,13 | 81,48 | 43,36 | 38,18 |
| Australia e Oceania | 98,72 | 91,61 | 45,84 | |||
| 100,20 | 64,92 | 88,90 | 70,56 | 46,46 | 35,15 | |
| Gas naturale | ||||||
| (\$/migliaia di metri cubi) | ||||||
| Italia | 411,27 | 308,47 | 244,54 | |||
| Resto d'Europa | 374,85 | 299,86 | 222,60 | |||
| Africa Settentrionale | 281,23 | 221,98 | 285,40 | 214,74 | 165,54 | 133,63 |
| Africa Sub-Sahariana | 76,38 | 74,92 | 52,72 | |||
| Kazakhstan | 22,53 | 21,98 | 16,60 | |||
| Resto dell'Asia | 205,75 | 123,32 | 218,15 | 552,34 | 170,43 | 327,51 |
| America | 119,10 | 139,73 | 77,73 | 149,83 | ||
| Australia e Oceania | 275,41 | 263,30 | 178,87 | |||
| 261,66 | 141,43 | 241,31 | 499,05 | 160,17 | 187,09 | |
| Idrocarburi | ||||||
| (\$/boe) | ||||||
| Italia | 77,56 | 64,80 | 40,36 | |||
| Resto d'Europa | 79,14 | 67,87 | 40,21 | |||
| Africa Settentrionale | 70,51 | 21,47 | 65,36 | 21,43 | 34,61 | 18,60 |
| Africa Sub-Sahariana | 85,08 | 73,18 | 40,92 | |||
| Kazakhstan | 62,02 | 57,20 | 30,02 | |||
| Resto dell'Asia | 62,59 | 21,46 | 52,75 | 83,12 | 35,18 | 49,42 |
| America | 57,89 | 93,32 | 59,94 | 81,48 | 31,71 | 30,72 |
| Australia e Oceania | 61,79 | 52,46 | 31,51 | |||
| 72,97 | 37,57 | 65,36 | 72,19 | 36,54 | 31,95 | |
| Gruppo Eni | 2013 | 2014 | 2015 | |||
| Petrolio e condensati (\$/barile) | 99,44 | 88,71 | 46,30 | |||
| Gas Naturale (\$/migliaia di metri cubi) | 256,57 | 242,80 | 160,78 | |||
| Idrocarburi (\$/boe) | 71,87 | 65,49 | 36,47 |
| Superficie netta sviluppata e non sviluppata | (chilometri quadrati) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Europa | 37.018 | 44.842 | 45.123 | |
| Italia | 17.282 | 17.297 | 16.975 | |
| Resto d'Europa | 19.736 | 27.545 | 28.148 | |
| Africa | 137.096 | 159.341 | 157.441 | |
| Africa Settentrionale | 20.412 | 21.693 | 25.699 | |
| Africa Sub-Sahariana | 116.684 | 137.648 | 131.742 | |
| Asia | 79.314 | 109.237 | 117.183 | |
| Kazakhstan | 869 | 869 | 869 | |
| Resto dell'Asia | 78.445 | 108.368 | 116.314 | |
| America | 9.206 | 7.943 | 6.628 | |
| Australia e Oceania | 13.622 | 13.376 | 16.333 | |
| Totale | 276.256 | 334.739 | 342.708 |
| EUROPA 274 15.873 10.989 52.732 34.134 117 98 Italia 1926 147 10.647 8.924 10.436 8.051 Onshore/Offshore 79 68 Resto d'Europa 127 5.226 2.065 42.296 26.083 38 30 Cipro 2013 3 12.523 10.018 Offshore Croazia 1996 2 1.975 987 Offshore 10 3 Groenlandia 2013 2 4.890 1.909 Offshore Norvegia 1965 56 2.310 452 7.594 2.662 Offshore 18 24 Portogallo 2014 3 9.099 6.370 Offshore Regno Unito 1964 48 941 626 1.501 1.279 Offshore 10 3 Altri Paesi 13 6.689 3.845 Onshore/Offshore AFRICA 283 63.142 19.788 260.577 137.653 267 119 Africa Settentrionale 119 30.392 13.778 26.704 11.921 101 55 Algeria 1981 42 3.222 1.148 187 31 Onshore 33 10 Egitto 1954 57 5.623 2.121 17.829 7.547 Onshore/Offshore 41 22 Libia 1959 10 17.947 8.951 8.688 4.343 Onshore/Offshore 6 20 Tunisia 1961 10 3.600 1.558 Onshore/Offshore 21 3 Africa Sub-Sahariana 164 32.750 6.010 233.873 125.732 166 64 Angola 1980 72 7.688 987 13.608 3.417 Onshore/Offshore 56 24 Congo 1968 26 1.794 971 943 383 Onshore/Offshore 28 2 Costa d'Avorio 2015 1 1.431 429 Offshore Gabon 2008 6 7.615 7.615 Onshore/Offshore Ghana 2009 2 226 100 Offshore 1 Kenya 2012 7 61.363 40.426 Offshore Liberia 2012 3 7.364 1.841 Offshore Mozambico 2007 6 3.911 1.956 Offshore 6 Nigeria 1962 36 23.268 4.052 8.747 3.380 Onshore/Offshore 82 31 Sud Africa 2014 1 82.202 32.881 Offshore Altri Paesi 4 46.463 33.304 Onshore ASIA 70 17.556 5.803 202.632 111.380 29 22 Kazakhstan 1992 6 2.391 442 2.542 427 Onshore/Offshore 1 5 Resto dell'Asia 64 15.165 5.361 200.090 110.953 28 17 Cina 1984 8 77 13 7.056 7.056 Offshore 5 India 2005 11 206 109 16.546 6.058 Onshore/Offshore 4 3 Indonesia 2001 14 3.218 1.217 31.415 23.907 Onshore/Offshore 7 13 Iraq 2009 1 1.074 446 Onshore 1 Myanmar 2014 4 24.080 20.050 Onshore/Offshore Pakistan 2000 15 10.390 3.396 11.486 5.414 Onshore/Offshore 9 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 211 5.245 3.351 9.458 3.277 53 10 Ecuador 1988 1 1.985 1.985 Onshore 1 2 Messico 2015 3 67 67 Offshore Stati Uniti 1968 192 1.617 803 2.301 1.315 Onshore/Offshore 42 6 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 14 1.140 709 21.679 15.624 3 2 Australia 2001 14 1.140 709 21.679 15.624 Offshore 3 2 Totale 852 102.956 40.640 547.078 302.068 469 251 |
Inizio operazioni |
Numero titoli |
Sup. lorda(a)(b) sviluppata |
Sup. netta(a)(b) sviluppata |
Sup. lorda(a) non sviluppata |
Sup. netta(a) non sviluppata |
Tipo di giacimenti/ superficie |
Numero di giacimenti in produzione |
Numero di giacimenti non in produzione |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
(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.
| Investimenti tecnici | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Acquisto di riserve proved e unproved | 109 | |||
| Africa Settentrionale | 109 | |||
| Africa Sub-Sahariana | ||||
| America | ||||
| Esplorazione | 1.669 | 1.398 | 820 | |
| Italia | 32 | 29 | 28 | |
| Resto d'Europa | 357 | 188 | 176 | |
| Africa Settentrionale | 95 | 227 | 289 | |
| Africa Sub-Sahariana | 757 | 635 | 196 | |
| Kazakhstan | 1 | |||
| Resto dell'Asia | 233 | 160 | 71 | |
| America | 110 | 139 | 54 | |
| Australia e Oceania | 84 | 20 | 6 | |
| Sviluppo | 8.580 | 9.021 | 9.341 | |
| Italia | 743 | 880 | 679 | |
| Resto d'Europa | 1.768 | 1.574 | 1.264 | |
| Africa Settentrionale | 808 | 832 | 1.570 | |
| Africa Sub-Sahariana | 2.675 | 3.085 | 2.998 | |
| Kazakhstan | 658 | 521 | 835 | |
| Resto dell'Asia | 749 | 1.105 | 1.333 | |
| America | 1.127 | 921 | 637 | |
| Australia e Oceania | 52 | 103 | 25 | |
| Altro | 117 | 105 | 73 | |
| 10.475 | 10.524 | 10.234 |
| Vita utile residua delle riserve | (anni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 7,3 | 7,7 | 7,5 | |
| Resto d'Europa | 9,8 | 7,8 | 7,3 | |
| Africa Settentrionale | 8,9 | 8,5 | 7,1 | |
| Africa Sub-Sahariana | 10,2 | 11,1 | 11,0 | |
| Kazakhstan | 28,8 | 33,4 | 34,5 | |
| Resto dell'Asia | 5,1 | 8,1 | 8,6 | |
| America | 23,0 | 21,3 | 20,1 | |
| Australia e Oceania | 16,0 | 17,8 | 16,0 | |
| 11,1 | 11,3 | 10,7 |
| Tasso di rimpiazzo delle riserve | 2013 | 2014 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (%) | organico | all sources | organico | all sources | organico | all sources |
| Italia | 62 | 62 | 106 | 106 | 38 | 38 |
| Resto d'Europa | 63 | 40 | 77 | 81 | 28 | 28 |
| Africa Settentrionale | 32 | 34 | 78 | 78 | 80 | 80 |
| Africa Sub-Sahariana | 183 | 183 | 182 | 176 | 153 | 139 |
| Kazakhstan | 83 | 83 | 206 | 206 | 473 | 473 |
| Resto dell'Asia | 232 | 156 | 156 | 375 | 375 | |
| America | 102 | 102 | 87 | 87 | 324 | 322 |
| Australia e Oceania | 536 | 536 | ||||
| 105 | (7) | 112 | 112 | 148 | 145 |
Exploration & Production
| Pozzi completati(a) | Pozzi in progress(b) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | 2015 | |||||
| (numero) | successo commerciale |
sterili(c) | successo commerciale |
sterili(c) | successo commerciale |
sterili(c) | totale in quota Eni | |
| Italia | 0,6 | 4,0 | 2,8 | |||||
| Resto d'Europa | 3,4 | 4,3 | 2,2 | 9,0 | 2,3 | |||
| Africa Settentrionale | 4,9 | 5,4 | 3,5 | 4,3 | 3,3 | 5,8 | 15,0 | 12,5 |
| Africa Sub-sahariana | 3,2 | 6,6 | 7,3 | 7,3 | 0,6 | 2,9 | 34,0 | 17,8 |
| Kazakhstan | 0,4 | 6,0 | 1,1 | |||||
| Resto dell'Asia | 4,3 | 2,7 | 1,3 | 4,3 | 3,4 | 7,0 | 2,3 | |
| America | 0,2 | 1,2 | 2,0 | 1,4 | 1,0 | 0,3 | 4,0 | 2,5 |
| Australia e Oceania | 0,5 | 0,9 | 1,0 | 0,3 | ||||
| 12,6 | 20,2 | 14,1 | 23,1 | 4,9 | 14,6 | 80,0 | 41,6 |
| Pozzi completati(a) | Pozzi in progress | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | 2014 | 2015 | 2015 | |||||
| (numero) | produttivi | sterili(c) | produttivi | sterili(c) | produttivi | sterili(c) | totale in quota Eni | |
| Italia | 7,4 | 1,0 | 12,5 | 6,0 | 6,0 | 3,6 | ||
| Resto d'Europa | 6,3 | 9,8 | 1,0 | 10,2 | 0,1 | 14,0 | 3,0 | |
| Africa Settentrionale | 61,6 | 3,3 | 54,5 | 1,0 | 30,5 | 2,8 | 17,0 | 9,2 |
| Africa Sub-Sahariana | 26,3 | 1,2 | 31,6 | 22,0 | 2,5 | 28,0 | 4,8 | |
| Kazakhstan | 0,3 | 1,5 | 4,7 | 16,0 | 3,1 | |||
| Resto dell'Asia | 61,7 | 4,3 | 54,2 | 1,6 | 29,7 | 5,9 | 6,0 | 2,3 |
| America | 13,8 | 22,1 | 0,7 | 17,4 | 0,1 | 16,0 | 9,0 | |
| Australia e Oceania | 0,1 | 0,4 | 0,5 | |||||
| 177,4 | 9,8 | 186,3 | 4,7 | 121,0 | 11,4 | 103,0 | 35,0 |
| 2015 | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Petrolio | Gas naturale | ||||
| (numero) | totali | in quota Eni | totali | in quota Eni | |
| Italia | 238,0 | 192,1 | 605,0 | 523,6 | |
| Resto d'Europa | 363,0 | 59,7 | 179,0 | 100,6 | |
| Africa Settentrionale | 1.782,0 | 941,1 | 211,0 | 90,7 | |
| Africa Occidentale | 3.065,0 | 613,4 | 344,0 | 27,2 | |
| Kazakhstan | 185,0 | 50,7 | |||
| Resto dell'Asia | 688,0 | 457,2 | 998,0 | 380,9 | |
| America | 230,0 | 121,1 | 328,0 | 101,6 | |
| Australia e Oceania | 7,0 | 3,8 | 18,0 | 3,8 | |
| 6.558,0 | 2.439,1 | 2.683,0 | 1.228,4 |
(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 2.135 (744,6 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.
| 2013 | 2014 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 1,32 | 0,46 | 0,49 |
| Ricavi della gestione caratteristica(a) | (€ milioni) | 79.619 | 73.434 | 52.096 |
| Utile (perdita) operativo | (2.923) | 64 | (1.258) | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | (622) | 168 | (126) | |
| Utile (perdita) netto adjusted | (239) | 86 | (168) | |
| Investimenti tecnici | 229 | 172 | 154 | |
| Vendite gas mondo(b) | (miliardi di metri cubi) | 93,17 | 89,17 | 90,88 |
| Vendite di GNL(c) | 12,4 | 13,3 | 13,5 | |
| Clienti in Italia | (milioni) | 8,00 | 7,93 | 7,88 |
| Vendite di energia elettrica | (terawattora) | 35,05 | 33,58 | 34,88 |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 4.962 | 4.561 | 4.484 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
11,27 | 10,12 | 10,57 |
| Grado soddisfazione clienti(d) | (scala da 0 a 100) | 80,0 | 81,4 | 85,6 |
| Prelievi idrici/KWheq prodotto | (metri cubi/KWheq) | 0,017 | 0,017 | 0,015 |
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
(b) Include le vendite di gas del settore Exploration & Production pari a 3,16 miliardi di metri cubi (3,06 e 2,61 miliardi di metri cubi nel 2014 e 2013 rispettivamente).
(c) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore Gas & Power (già incluse nelle vendite gas mondo) e del settore Exploration & Production.
(d) Valutazione media data dai risultati ottenuti dalle interviste ai clienti sulle performance relative a chiarezza, cortesia e attesa.
giori proventi una tantum connessi alle rinegoziazioni rilevati nello scorso esercizio oltre che all'esito sfavorevole di un contenzioso commerciale nel quarto trimestre 2015.
Gas & Power
L'attività di approvvigionamento è attività libera, non soggetta a regolamentazione. I prezzi sono determinati dall'incontro tra domanda e offerta a seguito di libere negoziazioni tra le società di commercializzazione e i produttori di gas naturale. Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio/lungo termine a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. 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 70% 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 provenienti da diciotto Paesi sulla base di contratti di approvvigionamento di lungo termine o forniture dell'attività upstream Eni, e dall'accesso ai mercati spot dell'Europa continentale.
I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 85,39 miliardi di metri cubi con un aumento rispetto al 2014 di 2,48 miliardi di metri cubi, pari al 3%. I volumi di gas approvvigionati all'estero (78,66 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari al 92% del totale, sono in crescita rispetto al 2014 (+2,67 miliardi di metri cubi; +3,5%) per effetto dei maggiori ritiri da Russia (+3,65 miliardi di metri cubi) e Libia (+0,59 miliardi di metri cubi) parzialmente compensati dai minori volumi approvvigionati da Paesi Bassi (-1,73 miliardi di metri cubi), Algeria (-1,46 miliardi di metri cubi) e Regno Unito (-0,29 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (6,73 miliardi di metri cubi) sono in lieve calo (-0,19 miliardi di metri cubi) rispetto al 2014 per effetto del declino dei campi maturi.
Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo. Complessivamente Eni rifornisce circa 1.300 clienti tra grandi imprese, produttori di energia elettrica, grossisti e operatori del settore dell'autotrazione. Sono invece 7,88 milioni i clienti tra famiglie, professionisti, piccole e medie imprese ed enti pubblici dislocati su tutto il territorio nazionale e 2,3 milioni i clienti nei Paesi europei in cui Eni opera. In un contesto di mercato caratterizzato da un lieve recupero della domanda nel 2015 (+9% e 6,5% i consumi nazionali e nell'Unione Europea rispetto al 2014, rispettivamente) ma ancora depresso rispetto ai volumi commercializzati prima della crisi 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 pur in presenza di ancora deboli fondamentali di mercato.
| Vendite e quote di mercato per segmento di utilizzo | (miliardi di metri cubi) | 2014 | 2015 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Volumi venduti |
Quota di mercato (%) |
Volumi venduti |
Quota di mercato (%) |
Var. % 2015 vs 2014 |
||
| Italia a terzi | 28,42 | 45,9 | 32,56 | 48,2 | 14,6 | |
| Grossisti | 4,05 | 4,19 | 3,5 | |||
| PSV e borsa | 11,96 | 16,35 | 36,7 | |||
| Industriali | 4,93 | 4,66 | (5,5) | |||
| PMI e terziario | 1,60 | 1,58 | (1,3) | |||
| Termoelettrici | 1,42 | 0,88 | (38,0) | |||
| Residenziali | 4,46 | 4,90 | 9,9 | |||
| Autoconsumi | 5,62 | 5,88 | 4,6 | |||
| TOTALE ITALIA | 34,04 | 55,0 | 38,44 | 56,9 | 12,9 | |
| Domanda Gas(a) | 61,90 | 67,50 | 9,0 |
(a) Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico.
Gas & Power
| Vendite di gas per mercato | (miliardi di metri cubi) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| ITALIA | 35,86 | 34,04 | 38,44 | |
| Grossisti | 4,58 | 4,05 | 4,19 | |
| PSV e borsa | 10,68 | 11,96 | 16,35 | |
| Industriali | 6,07 | 4,93 | 4,66 | |
| PMI e terziario | 1,12 | 1,60 | 1,58 | |
| Termoelettrici | 2,11 | 1,42 | 0,88 | |
| Residenziali | 5,37 | 4,46 | 4,90 | |
| Autoconsumi | 5,93 | 5,62 | 5,88 | |
| VENDITE INTERNAZIONALI | 57,31 | 55,13 | 52,44 | |
| Resto d'Europa | 47,35 | 46,22 | 42,89 | |
| Importatori in Italia | 4,67 | 4,01 | 4,61 | |
| Mercati europei | 42,68 | 42,21 | 38,28 | |
| Penisola Iberica | 4,90 | 5,31 | 5,40 | |
| Germania/Austria | 8,31 | 7,44 | 5,82 | |
| Benelux | 8,68 | 10,36 | 7,94 | |
| Ungheria | 1,84 | 1,55 | 1,58 | |
| Regno Unito | 3,51 | 2,94 | 1,96 | |
| Turchia | 6,73 | 7,12 | 7,76 | |
| Francia | 7,73 | 7,05 | 7,11 | |
| Altro | 0,98 | 0,44 | 0,71 | |
| Mercati extra europei | 7,35 | 5,85 | 6,39 | |
| E&P in Europa e nel Golfo del Messico | 2,61 | 3,06 | 3,16 | |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 93,17 | 89,17 | 90,88 |
Di seguito è descritta la presenza Eni nei principali mercati europei.
Attraverso una presenza diretta garantita dalla branch Gas & Power locale e dalla società Eni Gas&Power NV/SA, Eni vanta una posizione chiave nei Paesi del Benelux (Belgio, Paesi Bassi e Lussemburgo), in particolare in Belgio, nodo strategico del mercato spot del gas dell'Europa Occidentale, grazie alla posizione geografica e all'elevato grado di inter-connessione delle reti di transito del gas dell'Europa Continentale. Nel 2015, le vendite Eni di gas naturale nel Benelux ai segmenti industriali, grossista, termoelettrico e retail ammontano a 7,94 miliardi di metri cubi, in calo di 2,42 miliardi di metri (pari al 23,4%) 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 France SA. Nel 2015, le vendite in Francia di Eni sono state complessivamente di 7,11 miliardi di metri cubi con un calo di 0,06 miliardi di metri cubi, pari allo 0,9%, rispetto al 2014.
Eni è presente nel mercato tedesco del gas naturale attraverso una struttura commerciale diretta. Nel 2014 è stata effettuata la vendita dell'interest del 50% nella joint venture EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft (EEV), che controlla le società operative Gasversorgung Süddeutschland (GVS) e Terranets BW di vendita e trasporto gas, al partner EnBW. Attualmente, le vendite su tali mercati sono effettuate tramite forza vendita diretta Eni. Complessivamente, nel 2015 Eni ha venduto 5,82 miliardi di metri cubi di gas nei mercati di Germania e Austria con un decremento di 1,62 miliardi di metri cubi, pari al 21,8% rispetto all'anno precedente.
Eni è presente nel mercato spagnolo del gas naturale sia con una struttura commerciale diretta, che commercializza le proprie disponibilità di GNL, sia 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 2015 le vendite di gas di UFG in Europa sono state di 3,16 miliardi di metri cubi (1,58 miliardi in quota Eni).
UFG partecipa con l'80% nell'impianto di liquefazione di Damietta sulla costa egiziana, nonché con il 7,4% a un impianto di liquefazione in Oman; partecipa inoltre agli impianti spagnoli di rigassificazione presso Sagunto (Valencia) ed El Ferrol (Galizia) con quote rispettivamente del 42,5% e del 18,9%. Nel 2015, le vendite in Spagna di Eni sono state 5,40 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,09 miliardi di metri cubi (+ 1,7%).
Eni commercializza gas naturale di provenienza russa trasportato attraverso il gasdotto Blue Stream. Nel 2015, le vendite sono state di 7,76 miliardi di metri cubi di gas, un incremento di 0,64 miliardi di metri cubi, pari al 9% rispetto al 2014 per effetto dei maggiori ritiri di 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 e TTF). Nel 2015, le vendite Eni sono state di 1,96 miliardi di metri cubi con un calo del 33,3% 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 e Sud America. 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. Nel 2015, le vendite di GNL (13,5 miliardi di metri cubi) sono rimaste sostanzialmente invariate rispetto al 2014 (+0,2 miliardi di metri cubi). In particolare le vendite di GNL del settore Gas & Power (9 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dal Qatar, dall'Algeria e dalla Nigeria e commercializzato in Europa e Far East.
Eni produce energia elettrica principalmente presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Livorno, Mantova, Brindisi, Ferrara e Bolgiano. Nel 2015, la produzione di energia elettrica è stata di 20,69 terawattora in aumento di 1,14 terawattora rispetto al 2014, pari al 5,8%, per effetto essenzialmente delle maggiori produzioni presso le centrali di Ferrera
Erbognone, Ravenna e Brindisi per la lieve crescita della domanda. Al 31 dicembre 2015, la potenza installata in esercizio è di 4,9 gigawatt (4,9 gigawatt al 31 dicembre 2014). L'attività di commercializzazione a completamento delle disponibilità di energia elettrica di 14,19 terawattora ha registrato un lieve aumento dei volumi acquistati (+1,1%) per effetto principalmente dei maggiori acquisti sui mercati spot quasi interamente compensati dalle minori transazioni effettuate sul mercato elettrico. Nel 2015 le vendite di energia elettrica (34,88 terawattora) sono state destinate ai clienti del mercato libero (74%), borsa elettrica (15%), siti industriali (9%) e altro (2%). La crescita del 3,9% rispetto al 2014 è dovu-
ta ai maggiori volumi commercializzati ai clienti grossisti e residenziali, parzialmente compensati dalle minori vendite alle PMI e ai clienti large.
Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su 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:
fino alla località di Cap Bon, sul Canale di Sicilia, dove si connette con il gasdotto TMPC;
costa libica con Gela in Sicilia, punto di ingresso nella rete nazionale di gasdotti. La capacità del gasdotto ammonta a circa 8 miliardi di metri cubi/anno;
| Approvvigionamento di gas naturale (miliardi di metri cubi) |
2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 7,15 | 6,92 | 6,73 |
| Estero | |||
| Russia | 29,59 | 26,68 | 30,33 |
| Algeria (incluso il GNL) | 9,31 | 7,51 | 6,05 |
| Libia | 5,78 | 6,66 | 7,25 |
| Paesi Bassi | 13,06 | 13,46 | 11,73 |
| Norvegia | 9,16 | 8,43 | 8,40 |
| Regno Unito | 3,04 | 2,64 | 2,35 |
| Ungheria | 0,48 | 0,38 | 0,21 |
| Qatar (GNL) | 2,89 | 2,98 | 3,11 |
| Altri acquisti di gas naturale | 3,63 | 5,56 | 7,21 |
| Altri acquisti di GNL | 1,58 | 1,69 | 2,02 |
| 78,52 | 75,99 | 78,66 | |
| Totale approvvigionamenti delle società consolidate | 85,67 | 82,91 | 85,39 |
| Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio | (0,58) | (0,20) | |
| Perdite di rete, differenze di misura e altre variazioni | (0,31) | (0,25) | (0,34) |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE | 84,78 | 82,46 | 85,05 |
| DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ COLLEGATE | 5,78 | 3,65 | 2,67 |
| E&P in Europa e nel Golfo del Messico | 2,61 | 3,06 | 3,16 |
| TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA | 93,17 | 89,17 | 90,88 |
| Vendite di gas per entità | (miliardi di metri cubi) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Vendite delle società consolidate | 83,60 | 81,73 | 84,94 | |
| Italia (inclusi autoconsumi) | 35,76 | 34,04 | 38,44 | |
| Resto d'Europa | 42,30 | 43,07 | 41,14 | |
| Extra Europa | 5,54 | 4,62 | 5,36 | |
| Vendite delle società collegate (quota Eni) | 6,96 | 4,38 | 2,78 | |
| Italia | 0,10 | |||
| Resto d'Europa | 5,05 | 3,15 | 1,75 | |
| Extra Europa | 1,81 | 1,23 | 1,03 | |
| E&P in Europa e nel Golfo del Messico | 2,61 | 3,06 | 3,16 | |
| TOTALE VENDITE GAS MONDO | 93,17 | 89,17 | 90,88 |
| Vendite di GNL | (miliardi di metri cubi) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Vendite G&P | 8,4 | 8,9 | 9,0 | |
| Resto d'Europa | 4,6 | 5,0 | 4,8 | |
| Extra Europa | 3,8 | 3,9 | 4,2 | |
| Vendite E&P | 4,0 | 4,4 | 4,5 | |
| Terminali: | ||||
| Soyo (Angola) | 0,1 | 0,1 | ||
| Bontang (Indonesia) | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |
| Point Fortin (Trinidad & Tobago) | 0,6 | 0,6 | 0,7 | |
| Bonny (Nigeria) | 2,4 | 2,8 | 2,8 | |
| Darwin (Australia) | 0,4 | 0,4 | 0,5 | |
| Totale vendite di GNL | 12,4 | 13,3 | 13,5 |
| Vendite di energia elettrica | (terawattora) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Mercato libero | 28,73 | 24,86 | 25,90 | |
| Borsa elettrica | 1,96 | 4,71 | 5,09 | |
| Siti | 3,31 | 3,17 | 3,23 | |
| Altro(a) | 1,05 | 0,84 | 0,66 | |
| Vendite di energia elettrica | 35,05 | 33,58 | 34,88 | |
| Produzione di energia elettrica | 21,38 | 19,55 | 20,69 | |
| Acquisti di energia elettrica(a) | 13,67 | 14,03 | 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 | |||
|---|---|---|---|---|
| Centrali elettriche | al 31/12/2015 (MW) | in esercizio | Tecnologia | Alimentazione |
| Brindisi | 1.328 | 2006 | CCGT | Gas |
| Ferrera Erbognone | 1.030 | 2004 | CCGT | Gas/syngas |
| Livorno | 200 | 2000 | Centrale elettrica | Gas/olio combustibile |
| Mantova | 900 | 2005 | CCGT | Gas |
| Ravenna | 1.000 | 2004 | CCGT | Gas |
| Ferrara (b) | 408 | 2008 | CCGT | Gas |
| Bolgiano | 60 | 2012 | Centrale elettrica | Gas |
| Impianti fotovoltaici | 10 | 2011-2015 | Fotovoltaico | Fotovoltaico |
| 4.936 |
(a) Capacità disponibile a conclusione delle attività di smantellamento degli impianti obsoleti.
(b) Capacità in quota Eni.
Gas & Power
| Generazione elettrica | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Acquisti | |||
| Gas naturale (milioni di metri cubi) |
4.295 | 4.074 | 4.270 |
| Altri combustibili (migliaia di tep) |
449 | 338 | 313 |
| Produzioni | |||
| Produzione di energia elettrica (terawattora) |
21,38 | 19,55 | 20,69 |
| Produzione di vapore (migliaia di tonnelate) |
9.907 | 9.010 | 9.318 |
| Capacità installata (in esercizio) (GW) |
4,8 | 4,9 | 4,9 |
| Tratta | Linee | Lunghezza complessiva |
Diametro | Capacità di trasporto(a) |
Capacità di transito(b) |
Stazioni di compressione |
|---|---|---|---|---|---|---|
| (n.) | (km) | (pollici) | (mld mc/a) | (mld mc/a) | (n.) | |
| TTPC (Oued Saf Saf-Cap Bon) | 2 linee da 370 km | 740 | 48 | 34,3 | 33,5 | 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 proveniente dai vari punti di immissione del gasdotto e trasportata fino alla struttura di trasporto immediatamente a valle.
| Investimenti tecnici | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 161 | 128 | 100 | |
| Estero | 68 | 44 | 54 | |
| 229 | 172 | 154 | ||
| Mercato | 206 | 164 | 138 | |
| Mercato | 87 | 66 | 69 | |
| Italia | 42 | 30 | 31 | |
| Estero | 45 | 36 | 38 | |
| Generazione elettrica | 119 | 98 | 69 | |
| Trasporto internazionale | 23 | 8 | 16 | |
| 229 | 172 | 154 |
| 2013 | 2014 | 2015 | ||
|---|---|---|---|---|
| Indice di frequenza infortuni della forza lavoro totale | (infortuni/ore lavorate) x 1.000.000 | 1,05 | 0,89 | 0,80 |
| Ricavi della gestione caratteristica(a) | (€ milioni) | 27.301 | 24.330 | 18.458 |
| Utile (perdita) operativo | (1.534) | (2.107) | (552) | |
| Utile (perdita) operativo adjusted | (472) | (65) | 387 | |
| Utile (perdita) netto adjusted | (246) | (41) | 282 | |
| Investimenti tecnici | 672 | 537 | 408 | |
| Lavorazioni in conto proprio | (milioni di tonnellate) | 27,38 | 25,03 | 26,41 |
| Grado di conversione del sistema | (%) | 62 | 51 | 49 |
| Capacità bilanciata delle raffinerie | (migliaia di barili/giorno) | 787 | 617 | 548 |
| Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | (milioni di tonnellate) | 9,69 | 9,21 | 8,89 |
| Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 6.386 | 6.220 | 5.846 |
| Erogato medio per stazioni di servizio Rete Europa | (migliaia di litri) | 1.828 | 1.725 | 1.754 |
| Grado di efficienza della rete | (%) | 1,28 | 1,19 | 1,14 |
| Dipendenti in servizio a fine periodo | (numero) | 8.092 | 6.441 | 5.852 |
| Emissioni dirette di gas serra | (milioni di tonnellate di CO2 eq) |
5,20 | 5,34 | 5,12 |
| Emissioni di SOX (ossidi di zolfo) |
(migliaia di tonnellate SO2 eq) |
10,80 | 5,70 | 5,97 |
| Indice di soddisfazione clienti | (scala likert) | 8,1 | 8,2 | 8,3 |
(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.
to al 2014) riflette l'opportunità di cogliere l'andamento positivo dei margini di raffinazione.
Nel settembre 2015 Eni e Total hanno firmato un accordo di licenza per il diritto di uso della tecnologia EST (Eni Slurry Technology) che comprende inoltre lo sviluppo congiunto di un progetto di cooperazione volto ad adattare la tecnologia in oggetto alle esigenze produttive di Total. Questo accordo rappresenta per Eni il primo contratto di vendita non esclusiva della licenza d'uso della tecnologia EST ed apre opportunità di crescita futura di un nuovo mercato della vendita di tecnologie proprietarie che si rende possibile a valle del consolidamento industriale della prima unità al mondo in esercizio nella raffineria Eni di Sannazzaro.
Nel gennaio 2016 Eni ha lanciato in circa 3.500 stazioni di servizio in Italia il nuovo carburante Eni Diesel+ con il 15% di componente rinnovabile prodotta da oli vegetali presso la raffineria di Venezia attraverso al tecnologia EcofiningTM. Eni Diesel+ abbina le caratteristiche prestazionali dei carburanti premium di ultima generazione (allungamento della vita del motore, miglioramento delle prestazioni nonché riduzione dei consumi fino al 4%) alla riduzione dell'impatto ambientale (riduzione delle emissioni di CO2 in media del 5%, idrocarburi incombusti fino al 40% e particolato fino al 20%).
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 2015, 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 49%.
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 48%.
Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2015 sono state di 26,41 milioni di tonnellate con una crescita del 5,5% rispetto al corrispondente periodo del 2014 (+1,38 milioni di tonnellate).
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.
| Sistema di raffinazione 2015 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Quota di partecipazione |
Capacità di raffinazione bilanciata (quota Eni) |
Tasso di utilizzo della capacità bilanciata (quota Eni) |
Conversione equivalente(1) |
Cracking catalitico a letto fluido - FCC(2) |
Residue Conversion(2) |
Hydro-cracking(2) | Visbreaking/ Thermal Cracking(2) |
|
| (%) | (mgl bbl/g) | (%) | (%) | (mgl bbl/g) | (mgl bbl/g) | (mgl bbl/g) | (mgl bbl/g) | |
| Raffinerie di proprietà | 388 | 95 | 48 | 34 | 14 | 90 | 29 | |
| Italia | ||||||||
| Sannazzaro | 100 | 200 | 95 | 70 | 34 | 14 | 51 | 29 |
| Taranto | 100 | 104 | 86 | 38 | 39 | |||
| Livorno | 100 | 84 | 105 | 11 | ||||
| Raffinerie partecipate | 160 | 96 | 52 | 143 | 25 | 75 | 27 | |
| Italia | ||||||||
| Milazzo | 50 | 100 | 95 | 60 | 45 | 25 | 32 | |
| Germania | ||||||||
| Vohburg/Neustadt (Bayernoil) | 20 | 41 | 96 | 36 | 49 | 43 | ||
| Schwedt | 8,33 | 19 | 104 | 42 | 49 | 27 | ||
| TOTALE RAFFINERIE | 548 | 95 | 49 | 177 | 39 | 165 | 56 |
(1) Conversione equivalente: capacità equivalente cracking catalitico/capacità topping (%wt).
(2) 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 70%. 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 37,6%. 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 70%) 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 desulfurizzazione.
Livorno ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 84 mila barili/giorno e un indice di conversione dell'11,4% produce lubrificanti e specialties. La raffineria è connessa tramite un oleodotto al deposito di Calenzano (Firenze) ed è dotata di un'unità di toppingvacuum, un platforming, due unità di desulfurizzazione, un'unità di dearomatizzazione (DEA) per la produzione di carburanti, un impianto di deasphanting a propano (PDA), un'unità per l'estrazione degli aromatici e dewaxing 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, oltre che di due impianti di distillazione primaria, di un'unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), di un'unità di conversione distillati medi hydrocracking (HDCK) e di un'unità di trattamento dei residui (LC-Finer).
In Germania, Eni possiede una partecipazione dell'8,3% 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.
Nel secondo trimestre 2015, Eni ha ceduto la propria quota di partecipazione (pari al 32,445%) in Ceská Rafinérská (CRC).
| Bioraffinerie | Quota di partecipazione |
Capacità (2015) |
Capacità (a regime) |
Lavorazioni (2015) |
|---|---|---|---|---|
| Interamente possedute | (%) | (mgl t/a) | (mgl t/a) | (mgl t/a) |
| Venezia | 100 | 350 | 560 | 204 |
| Gela | 100 | - | 750 | - |
| Totale | 350 | 1.310 | 204 |
Venezia (Porto Marghera): nel giugno 2014 è stata avviata la bioraffineria di Porto Marghera, della capacità di circa 350 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 .
Refining & Marketing
54 Eni Fact Book
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. Le relative attività di front end engineering sono in corso. La produzione di prodotti raffinati sarà trasportata attraverso le facilities della raffineria. Nell'ambito dell'accordo è prevista la realizzazione di un Safety Competence Center (SCC), centro di eccellenza Eni in tema di sicurezza.
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 17 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 7 joint venture con i più importanti produttori petroliferi nazionali (Sigemi, Petrolig, 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.
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) e metanolo. La disponibilità di prodotto è assicurata per il 75% da produzioni proprie ottenute negli stabilimenti in Italia (Ravenna) e in Arabia Saudita (in joint venture con Sabic) e per il 25% da acquisti.
In Italia, Eni è leader nella distribuzione rete di prodotti petroliferi con una quota di mercato del 24,5% in diminuzione di 1 punto percentuale rispetto al 2014. Nel 2015, le vendite sulla rete in Italia (5,96 milioni di tonnellate) sono in flessione rispetto al 2014 (circa 180 mila tonnellate, -2,9%) per effetto di una maggiore pressione competitiva. L'erogato medio riferito a benzina e gasolio (1.569 mila litri) ha registrato una diminuzione di circa 35 mila litri rispetto al 2014. Al 31 dicembre 2015 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.420 stazioni di servizio con un decremento di 172 unità rispetto al 31 dicembre 2014 (4.592 stazioni di servizio). Tale riduzione è dovuta per 115 unità alla rete convenzionata come saldo di decrementi e acquisizioni, per 56 unità alla rete di proprietà essenzialmente per la chiusura di impianti a basso erogato e per una unità dovuta al mancato rinnovo di una concessione sulla rete autostradale. Il programma di fidelizzazione "you&eni", lanciato nel 2010, è terminato a gennaio 2015. Ad aprile è stato lanciato il nuovo programma "you&eni" di durata biennale, dedicato ai clienti che fanno rifornimento in modalità "Più Servito".
Le vendite rete nel Resto d'Europa pari a 2,93 milioni di tonnellate hanno registrato un calo del 4,6% rispetto al 2014. Tale risultato riflette essenzialmente la cessione delle attività in Repubblica Ceca, Slovacchia e Romania, solo parzialmente compensate dalle maggiori vendite in Germania, Svizzera e Austria. A struttura omogenea, escludendo l'effetto della citata dismissione, le vendite hanno registrato una crescita del 2,7%. Nel 2015 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.426 stazioni di servizio, con un numero di distributori in calo di 202 unità rispetto al 2014 per effetto principalmente della cessione degli impianti delle consociate dell'Europa dell'Est. L'erogato medio (2.272 mila litri) è sostanzialmente stabile rispetto al periodo di confronto.
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 di 7,84 milioni di tonnellate hanno registrato una crescita di circa 270 mila tonnellate, pari al 3,6% per effetto principalmente delle maggiori vendite di olio combustibile bunker, gasolio e prodotti minori i cui effetti sono stati parzialmente compensati dai minori volumi commercializzati di GPL e lubrificanti. Le vendite al settore Petrolchimica (1,17 milioni di tonnellate) hanno registrato una crescita del 31,5% riferibile alle maggiori forniture di nafta in relazione al parziale recupero della domanda del settore industriale. Le vendite extrarete nel Resto d'Europa, pari a 3,83 milioni di tonnellate, sono diminuite del 16,7% rispetto al 2014 principalmente nei mercati dell'Est Europa per effetto delle sopra citate dismissioni. Le altre vendite in Italia e all'estero (13,08 milioni di tonnellate) sono aumentate di circa 1,19 milioni di tonnellate, pari al 10% per effetto delle maggiori 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 2015 la quota di mercato Eni sul mercato domestico è stata pari al 17,9%. All'estero, il mercato più rilevante per Eni è l'Ecuador, con una quota di mercato pari al 38%.
Eni dispone di 5 impianti per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Europa, 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 2015 la quota di mercato detenuta da Eni nel segmento lubrificanti è stata pari al 19%.
| Approvvigionamento di greggi | (milioni di tonnellate) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Greggi equity | 5,93 | 5,81 | 5,04 | |
| Altri greggi | 19,71 | 17,21 | 19,76 | |
| Totale acquisti di greggi | 25,64 | 23,02 | 24,80 | |
| Acquisti di semilavorati | 2,46 | 2,02 | 1,66 | |
| Acquisti di prodotti | 9,62 | 11,07 | 10,68 | |
| TOTALE ACQUISTI | 37,72 | 36,11 | 37,14 | |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,55) | (0,57) | (0,41) | |
| Altre variazioni(a) | (1,59) | (0,62) | (1,22) | |
| 35,58 | 34,92 | 35,51 |
(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.
| Disponibilità di prodotti petroliferi (milioni di tonnellate) |
2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| ITALIA | |||
| Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà | 18,99 | 16,24 | 18,37 |
| Lavorazioni in conto terzi | (0,57) | (0,58) | (0,38) |
| Lavorazioni sulle raffinerie di terzi | 4,14 | 4,26 | 4,73 |
| Lavorazioni in conto proprio | 22,56 | 19,92 | 22,72 |
| Consumi e perdite | (1,23) | (1,33) | (1,52) |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 21,33 | 18,59 | 21,20 |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 5,73 | 7,19 | 6,22 |
| Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero | (0,83) | (0,73) | (0,48) |
| Consumi per produzione di energia elettrica | (0,55) | (0,57) | (0,41) |
| Prodotti venduti | 25,68 | 24,48 | 26,53 |
| ESTERO | |||
| Lavorazioni in conto proprio | 4,82 | 5,11 | 3,69 |
| Consumi e perdite | (0,22) | (0,21) | (0,23) |
| Prodotti disponibili da lavorazioni | 4,60 | 4,90 | 3,46 |
| Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte | 4,30 | 4,48 | 4,77 |
| Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia | 0,83 | 0,73 | 0,48 |
| Prodotti venduti | 9,73 | 10,11 | 8,71 |
| Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero | 27,38 | 25,03 | 26,41 |
| Lavorazioni in conto proprio di greggi equity | 5,93 | 5,81 | 5,04 |
| Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero | 35,41 | 34,59 | 35,24 |
| Vendite di greggi | 0,18 | 0,33 | 0,27 |
| TOTALE VENDITE | 35,59 | 34,92 | 35,51 |
| Produzioni e vendite per prodotto | (milioni di tonnellate) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Produzioni: | ||||
| Benzina | 6,17 | 6,07 | 6,36 | |
| Gasolio | 11,31 | 10,31 | 10,66 | |
| Jet fuel/Cherosene | 1,41 | 1,45 | 1,51 | |
| Olio combustibile | 2,40 | 2,04 | 2,46 | |
| GPL | 0,50 | 0,49 | 0,44 | |
| Lubrificanti | 0,60 | 0,54 | 0,54 | |
| Cariche petrolchimiche | 2,08 | 1,67 | 1,86 | |
| Altri prodotti | 1,46 | 0,92 | 0,84 | |
| Totale produzioni | 25,93 | 23,49 | 24,67 | |
| Vendite: | ||||
| Italia | 25,68 | 24,48 | 26,53 | |
| Benzina | 2,21 | 2,00 | 1,97 | |
| Gasolio | 8,42 | 7,61 | 7,64 | |
| Jet fuel/Cherosene | 1,58 | 1,59 | 1,60 | |
| Olio combustibile | 0,24 | 0,12 | 0,12 | |
| GPL | 0,62 | 0,59 | 0,58 | |
| Lubrificanti | 0,09 | 0,09 | 0,08 | |
| Cariche petrolchimiche | 1,24 | 0,89 | 1,17 | |
| Altri prodotti | 11,28 | 11,59 | 13,37 | |
| Resto d'Europa | 9,33 | 18,76 | 8,29 | |
| Benzina | 1,73 | 1,80 | 1,51 | |
| Gasolio | 4,23 | 4,48 | 3,98 | |
| Jet fuel/Cherosene | 0,51 | 0,55 | 0,65 | |
| Olio combustibile | 0,22 | 0,18 | 0,17 | |
| GPL | 0,12 | 0,14 | 0,10 | |
| Lubrificanti | 0,09 | 0,09 | 0,09 | |
| Altri prodotti | 2,43 | 11,52 | 1,79 | |
| Extra Europa | 0,40 | 2,89 | 0,42 | |
| Benzina | 0,00 | 2,23 | 0,00 | |
| GPL | 0,39 | 0,41 | 0,41 | |
| Lubrificanti | 0,01 | 0,01 | 0,01 | |
| Altri prodotti | 0,00 | 0,24 | 0,00 | |
| Mondo | ||||
| Benzina | 3,94 | 6,03 | 3,48 | |
| Gasolio | 12,65 | 12,09 | 11,62 | |
| Jet fuel/Cherosene | 2,09 | 2,14 | 2,25 | |
| Olio combustibile | 0,46 | 0,30 | 0,29 | |
| GPL | 1,13 | 1,14 | 1,09 | |
| Lubrificanti | 0,19 | 0,19 | 0,18 | |
| Cariche petrolchimiche | 1,24 | 0,97 | 1,17 | |
| Altri prodotti | 13,71 | 21,55 | 15,16 | |
| TOTALE VENDITE | 35,41 | 44,41 | 35,24 |
| Vendite di prodotti petroliferi per canale | (milioni di tonnellate) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Rete | 6,64 | 6,14 | 5,96 | |
| Extrarete | 8,37 | 7,57 | 7,84 | |
| 15,01 | 13,71 | 13,80 | ||
| Petrolchimica | 1,24 | 0,89 | 1,17 | |
| Altre vendite | 9,43 | 9,89 | 11,56 | |
| Vendite in Italia | 25,68 | 24,49 | 26,53 | |
| Rete Resto d'Europa | 3,05 | 3,07 | 2,93 | |
| Extrarete Resto d'Europa | 4,56 | 4,60 | 3,83 | |
| Extrarete mercati extra europei | 0,10 | 0,43 | 0,43 | |
| Rete ed extrarete estero | 7,71 | 8,10 | 7,19 | |
| Altre vendite | 2,02 | 2,00 | 1,52 | |
| Vendite all'estero | 9,73 | 10,10 | 8,71 | |
| TOTALE VENDITE | 35,41 | 34,59 | 35,24 |
| Vendite per prodotto/canale | (milioni di tonnellate) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 15,01 | 13,71 | 13,80 | |
| Vendite rete | 6,64 | 6,14 | 5,96 | |
| Benzina | 1,96 | 1,71 | 1,60 | |
| Gasolio | 4,33 | 4,07 | 3,96 | |
| GPL | 0,32 | 0,32 | 0,36 | |
| Altri prodotti | 0,03 | 0,04 | 0,04 | |
| Vendite extrarete | 8,37 | 7,57 | 7,84 | |
| Gasolio | 4,09 | 3,54 | 3,69 | |
| Oli combustibili | 0,24 | 0,12 | 0,12 | |
| GPL | 0,30 | 0,28 | 0,22 | |
| Benzina | 0,25 | 0,30 | 0,38 | |
| Lubrificanti | 0,09 | 0,09 | 0,07 | |
| Bunker | 1,00 | 0,91 | 1,07 | |
| Jet fuel | 1,58 | 1,59 | 1,60 | |
| Altri prodotti | 0,82 | 0,74 | 0,69 | |
| Estero (rete + extrarete) | 7,71 | 8,10 | 7,19 | |
| Benzina | 1,73 | 1,80 | 1,51 | |
| Gasolio | 4,23 | 4,48 | 3,98 | |
| Jet fuel | 0,51 | 0,56 | 0,65 | |
| Oli combustibili | 0,22 | 0,18 | 0,17 | |
| Lubrificanti | 0,10 | 0,10 | 0,10 | |
| GPL | 0,51 | 0,55 | 0,51 | |
| Altri prodotti | 0,41 | 0,43 | 0,27 | |
| TOTALE | 22,72 | 21,81 | 20,99 |
| Stazioni di servizio | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia (numero) |
4.762 | 4.592 | 4.420 |
| Impianti ordinari | 4.636 | 4.468 | 4.297 |
| Impianti autostradali | 126 | 124 | 123 |
| Estero | 1.624 | 1.628 | 1.426 |
| Germania | 460 | 469 | 472 |
| Francia | 169 | 160 | 154 |
| Austria/Svizzera | 585 | 591 | 604 |
| Europa Orientale | 410 | 408 | 196 |
| Impianti che commercializzano prodotti Blu | 5.021 | 5.749 | 4.466 |
| Impianti Multi-Energy | 6 | 6 | 6 |
| Impianti che commercializzano GPL e metano | 1.024 | 1.206 | 1.176 |
| Vendite non-oil (€ milioni) |
151 | 151 | 143 |
Refining & Marketing
| Erogato medio | (migliaia di litri/numero stazioni di servizio) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 1.657 | 1.534 | 1.569 | |
| Germania | 3.279 | 3.299 | 3.351 | |
| Francia | 2.194 | 2.139 | 2.244 | |
| Austria/Svizzera | 1.890 | 1.891 | 1.923 | |
| Europa Orientale | 2.044 | 1.979 | 1.802 | |
| Erogato medio complessivo | 1.828 | 1.725 | 1.754 |
| Quote di mercato in Italia | (%) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Rete | 27,5 | 25,6 | 24,5 | |
| Benzina | 24,8 | 22,3 | 21,1 | |
| Gasolio | 29,6 | 27,9 | 26,5 | |
| GPL (per autotrazione) | 20,8 | 20,1 | 22,2 | |
| Lubrificanti | 30,4 | 25,1 | 24,5 | |
| Extrarete | 28,8 | 26,4 | 27,5 | |
| Gasolio | 32,7 | 27,1 | 27,1 | |
| Oli combustibili | 17,5 | 13,6 | 11,1 | |
| Bunker | 39,4 | 39,1 | 40,8 | |
| Lubrificanti | 23,5 | 23,2 | 19,4 | |
| Quota rete + extrarete Italia | 28,3 | 26,3 | 26,2 |
| Quote di mercato rete all'estero | (%) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Centro Europa | ||||
| Austria | 11,9 | 12,1 | 12,6 | |
| Svizzera | 7,3 | 7,3 | 8,3 | |
| Germania | 3,2 | 3,2 | 3,3 | |
| Francia | 0,9 | 0,8 | 0,8 | |
| Europa Orientale | ||||
| Ungheria | 11,7 | 11,9 | 12,1 | |
| Repubblica Ceca | 9,8 | 8,9 | 8,5 | |
| Slovacchia | 9,7 | 9,5 | 9,1 | |
| Slovenia | 2,3 | 2,4 | 2,4 |
| Investimenti tecnici (€ milioni) |
2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Italia | 598 | 466 | 349 |
| Estero | 74 | 71 | 59 |
| 672 | 537 | 408 | |
| Raffinazione, supply e logistica | 497 | 362 | 282 |
| Italia | 491 | 357 | 274 |
| Estero | 6 | 5 | 8 |
| Marketing | 175 | 175 | 126 |
| Italia | 107 | 109 | 75 |
| Estero | 68 | 66 | 51 |
| 672 | 537 | 408 |
| Conto economico | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi della gestione caratteristica | 98.547 | 93.187 | 67.740 | |
| Altri ricavi e proventi | 1.117 | 1.039 | 1.205 | |
| Totale ricavi | 99.664 | 94.226 | 68.945 | |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (78.108) | (74.067) | (53.983) | |
| Costo lavoro | (2.657) | (2.572) | (2.778) | |
| Totale costi operativi | (80.765) | (76.639) | (56.761) | |
| Altri proventi (oneri) operativi | (71) | 145 | (485) | |
| Ammortamenti e svalutazioni | (10.961) | (10.147) | (14.480) | |
| Utile (perdita) operativo | 7.867 | 7.585 | (2.781) | |
| Proventi (oneri) finanziari netti | (999) | (1.181) | (1.323) | |
| Proventi netti su partecipazioni | 6.083 | 469 | 124 | |
| Utile (perdita) prima delle imposte | 12.951 | 6.873 | (3.980) | |
| Imposte sul reddito | (9.055) | (6.681) | (3.147) | |
| Tax rate (%) | 69,9 | 97,2 | ||
| Utile (perdita) netto - continuing operations | 3.896 | 192 | (7.127) | |
| di competenza: | ||||
| - azionisti Eni | 3.472 | 101 | (7.680) | |
| - interessenze di terzi | 424 | 91 | 553 | |
| Utile (perdita) netto - discontinued operations | 1.063 | 658 | (2.251) | |
| di competenza: | ||||
| - azionisti Eni | 1.688 | 1.190 | (1.103) | |
| - interessenze di terzi | (625) | (532) | (1.148) | |
| Utile (perdita) netto | 4.959 | 850 | (9.378) | |
| di competenza: | ||||
| - azionisti Eni | 5.160 | 1.291 | (8.783) | |
| - interessenze di terzi | (201) | (441) | (595) | |
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations | 3.472 | 101 | (7.680) | |
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 291 | 890 | 561 | |
| Esclusione special item | (1.264) | 1.209 | 6.421 | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations | 2.499 | 2.200 | (698) | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - discontinued operations | 1.931 | 1.507 | 1.134 | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.430 | 3.707 | 436 |
| Misure di risultato su base standalone | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) operativo - continuing operations | 7.867 | 7.585 | (2.781) | |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 503 | 1.290 | 814 | |
| Esclusione special item | 2.910 | 1.572 | 5.762 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations | 11.280 | 10.447 | 3.795 | |
| Ripristino elisioni transazioni intercompany vs. discontinued operations | 1.856 | 995 | 309 | |
| Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations su base standalone | 13.136 | 11.442 | 4.104 | |
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations | 3.472 | 101 | (7.680) | |
| Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 291 | 890 | 561 | |
| Esclusione special item | (1.264) | 1.209 | 6.421 | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations | 2.499 | 2.200 | (698) | |
| Ripristino elisioni transazioni intercompany vs. discontinued operations | 1.355 | 1.654 | 1.032 | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni su base standalone | 3.854 | 3.854 | 334 | |
| Tax rate (%) | 63,2 | 65,3 | 93,0 |
| Stato patrimoniale | (€ milioni) | 31 Dic. 2013 | 31 Dic. 2014 | 31 Dic. 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Capitale immobilizzato | ||||
| Immobili, impianti e macchinari | 63.763 | 71.962 | 63.795 | |
| Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo | 2.573 | 1.581 | 909 | |
| Attività immateriali | 3.876 | 3.645 | 2.433 | |
| Partecipazioni | 6.180 | 5.130 | 3.263 | |
| Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa | 1.339 | 1.861 | 2.026 | |
| Debiti netti relativi all'attività di investimento | (1.255) | (1.971) | (1.276) | |
| 76.476 | 82.208 | 71.150 | ||
| Capitale di esercizio netto | ||||
| Rimanenze | 7.939 | 7.555 | 3.910 | |
| Crediti commerciali | 21.212 | 19.709 | 12.022 | |
| Debiti commerciali | (15.584) | (15.015) | (9.345) | |
| Debiti tributari e fondo imposte netto | (3.062) | (1.865) | (3.133) | |
| Fondi per rischi e oneri | (13.120) | (15.898) | (15.266) | |
| Altre attività (passività) di esercizio | 1.274 | 222 | 1.804 | |
| (1.341) | (5.292) | (10.008) | ||
| Fondi per benefici ai dipendenti | (1.279) | (1.313) | (1.056) | |
| Discontinued operations e attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili | 2.156 | 291 | 10.446 | |
| CAPITALE INVESTITO NETTO | 76.012 | 75.894 | 70.532 | |
| Patrimonio netto | ||||
| di competenza: - azionisti Eni | 58.210 | 59.754 | 51.753 | |
| - interessenze di terzi | 2.839 | 2.455 | 1.916 | |
| 61.049 | 62.209 | 53.669 | ||
| Indebitamento finanziario netto | 14.963 | 13.685 | 16.863 | |
| COPERTURE | 76.012 | 75.894 | 70.532 |
| Rendiconto finanziario riclassificato | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Utile (perdita) netto - continuing operations | 3.896 | 192 | (7.127) | |
| Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa: | ||||
| - ammortamenti e altri componenti non monetari | 8.917 | 10.919 | 15.521 | |
| - plusvalenze nette su cessioni di attività | (3.877) | (99) | (559) | |
| - dividendi, interessi e imposte | 9.203 | 6.822 | 3.259 | |
| Variazione del capitale di esercizio | 121 | 2.148 | 4.450 | |
| Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati | (9.128) | (6.820) | (4.363) | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations | 9.132 | 13.162 | 11.181 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations | 1.894 | 1.948 | 722 | |
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 11.026 | 15.110 | 11.903 | |
| Investimenti tecnici - continuing operations | (11.584) | (11.264) | (10.775) | |
| Investimenti tecnici - discontinued operations | (1.216) | (976) | (781) | |
| Investimenti tecnici | (12.800) | (12.240) | (11.556) | |
| Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda | (317) | (408) | (228) | |
| Dismissioni e cessioni parziali di partecipazioni consolidate | 6.360 | 3.684 | 2.258 | |
| Altre variazioni relative all'attività di investimento | (243) | 435 | (1.351) | |
| Free cash flow | 4.026 | 6.581 | 1.026 | |
| Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa | (3.981) | (414) | (300) | |
| Variazione debiti finanziari correnti e non correnti | 1.715 | (628) | 2.126 | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (4.225) | (4.434) | (3.477) | |
| Variazione area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità | ||||
| e disponibilità relative alle discontinued operations | (40) | 78 | (789) | |
| FLUSSO DI CASSA NETTO | (2.505) | 1.183 | (1.414) | |
| FLUSSO DI CASSA NETTO DELLE CONTINUING OPERATIONS SU BASE STANDALONE | 10.818 | 14.378 | 12.189 |
| Variazione indebitamento finanziario netto | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Free cash flow | 4.026 | 6.581 | 1.026 | |
| Debiti e crediti finanziari società acquisite | (21) | (19) | ||
| Debiti e crediti finanziari società disinvestite | (23) | 83 | ||
| Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni | 349 | (850) | (810) | |
| Flusso di cassa del capitale proprio | (4.225) | (4.434) | (3.477) | |
| VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO | 106 | 1.278 | (3.178) |
| Ricavi della gestione caratteristica | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 31.264 | 28.488 | 21.436 | |
| Gas & Power | 79.619 | 73.434 | 52.096 | |
| Refining & Marketing | 27.201 | 24.330 | 18.458 | |
| Corporate e altre attività | 1.496 | 1.429 | 1.468 | |
| Effetto eliminazione utili interni | 18 | 54 | ||
| Elisioni di consolidamento | (41.051) | (34.548) | (25.718) | |
| 98.547 | 93.187 | 67.740 |
| Ricavi da terzi | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 13.046 | 11.870 | 9.321 | |
| Gas & Power | 61.476 | 59.183 | 42.179 | |
| Refining & Marketing | 23.852 | 21.921 | 16.086 | |
| Corporate e altre attività | 155 | 159 | 154 | |
| Effetto eliminazione utili interni | 18 | 54 | ||
| 98.547 | 93.187 | 67.740 |
| Ricavi per area geografica di destinazione | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 29.049 | 26.921 | 22.366 | |
| Resto dell'Unione Europea | 28.966 | 27.112 | 18.637 | |
| Resto dell'Europa | 10.849 | 11.729 | 6.934 | |
| Americhe | 5.259 | 5.658 | 4.156 | |
| Asia | 13.886 | 12.683 | 8.936 | |
| Africa | 9.990 | 8.776 | 6.470 | |
| Altre aree | 548 | 308 | 241 | |
| Totale estero | 69.498 | 66.266 | 45.374 | |
| 98.547 | 93.187 | 67.740 |
| Ricavi per area geografica di origine | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 65.527 | 63.057 | 43.851 | |
| Resto dell'Unione Europea | 12.495 | 11.210 | 8.943 | |
| Resto dell'Europa | 3.194 | 3.215 | 2.561 | |
| Africa | 11.069 | 10.023 | 7.629 | |
| Americhe | 3.783 | 3.528 | 2.893 | |
| Asia | 2.135 | 1.848 | 1.631 | |
| Altre aree | 344 | 306 | 232 | |
| Totale estero | 33.020 | 30.130 | 23.889 | |
| 98.547 | 93.187 | 67.740 |
| Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci | 62.226 | 58.655 | 37.801 | |
| Costi per servizi | 12.044 | 11.443 | 12.389 | |
| Costi per godimento di beni di terzi | 2.606 | 2.635 | 2.189 | |
| Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri | 709 | 312 | 634 | |
| Altri oneri | 904 | 1.349 | 1.387 | |
| a dedurre: | ||||
| incrementi di immobilizzazioni per lavori interni | (381) | (327) | (417) | |
| 78.108 | 74.067 | 53.983 |
| Corrispettivi di revisione contabile e dei servizi diversi dalla revisione | (€ migliaia) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Revisione contabile | 28.023 | 27.607 | 33.752 | |
| Servizi di audit | 1.574 | 1.287 | 1.138 | |
| Servizi di consulenza fiscale | 21 | 11 | 3 | |
| 29.618 | 28.905 | 34.893 |
| Costo lavoro | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Salari e stipendi | 2.112 | 2.319 | 2.391 | |
| Oneri sociali | 372 | 367 | 378 | |
| Oneri per programmi a benefici ai dipendenti | 62 | 69 | 82 | |
| Altri costi | 335 | 144 | 166 | |
| a dedurre: | ||||
| incrementi in immobilizzazioni per lavori interni | (224) | (327) | (239) | |
| 2.657 | 2.572 | 2.778 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 7.810 | 8.473 | 8.902 | |
| Gas & Power | 413 | 335 | 363 | |
| Refining & Marketing | 345 | 282 | 346 | |
| Corporate e altre attività | 62 | 70 | 71 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (25) | (26) | (28) | |
| Totale ammortamenti | 8.605 | 9.134 | 9.654 | |
| Exploration & Production | 19 | 690 | 4.502 | |
| Gas & Power | 1.685 | 25 | 152 | |
| Refining & Marketing | 633 | 284 | 152 | |
| Corporate e altre attività | 19 | 14 | 20 | |
| Totale Svalutazioni | 2.356 | 1.013 | 4.826 | |
| 10.961 | 10.147 | 14.480 |
| Utile operativo per settore | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 14.868 | 10.766 | (144) | |
| Gas & Power | (2.923) | 64 | (1.258) | |
| Refining & Marketing | (1.534) | (2.107) | (552) | |
| Corporate e altre attività | (736) | (518) | (497) | |
| Effetto eliminazione utili interni | (1.808) | (620) | (330) | |
| 7.867 | 7.585 | (2.781) |
Il management Eni valuta la performance del Gruppo e dei settori di attività sulla base dell'utile operativo e dell'utile netto adjusted 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. L'utile operativo e l'utile netto adjusted non sono previsti né dagli IFRS, né dagli US GAAP. 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 e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali.
Di seguito sono descritte le componenti che sono escluse dal calcolo dei risultati adjusted.
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.
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).
In considerazione dell'importanza delle discontinued operations nel bilancio 2015, 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 di Saipem e Versalis alle continuing operations, pertanto tali misure assumono il totale deconsolidamento dei predetti settori e sono denominate: utile operativo adjusted standalone, utile netto adjusted standalone, flusso di cassa operativa standalone.
Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted consolidati in ottica standalone e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni delle continuing operations. È indicata anche la riconciliazione del flusso di cassa operativo.
| Discontinued operations | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | & Production Exploration |
Gas & Power | & Marketing Refining |
e Altre attività Corporate |
& Costruzioni Ingegneria |
Chimica(a) | Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo | Ingegneria & Costruzioni e Chimica |
Elisioni infragruppo | TOTALE | CONTINUING OPERATIONS |
Ripristino elisioni vs. discontinued intercompany operations |
OPERATIONS - su base CONTINUING standalone |
| Utile (perdita) operativo | 14.868 (2.923) (1.534) | (736) | (98) | (727) | 38 | 8.888 | 825 (1.846) (1.021) | 7.867 | 9.713 | |||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 192 | 220 | 213 | 91 | 716 | (213) | (213) | 503 | 503 | |||||
| Esclusione degli special item: | ||||||||||||||
| oneri ambientali | (1) | 93 | 52 | 61 | 205 | (61) | (61) | 144 | 144 | |||||
| svalutazioni | 19 | 1.685 | 633 | 19 | 44 | 2.400 | (44) | (44) | 2.356 | 2.356 | ||||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (283) | 1 | (9) | (3) | 107 | (187) | (107) | (107) | (294) | (294) | ||||
| accantonamenti a fondo rischi | 7 | 292 | 31 | 4 | 334 | (4) | (4) | 330 | 330 | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 52 | 10 | 91 | 92 | 2 | 23 | 270 | (25) | (25) | 245 | 245 | |||
| derivati su commodity | (2) | 317 | 1 | (1) | 315 | 1 | (1) | 315 | 316 | |||||
| differenze e derivati su cambi | (2) | (218) | 30 | (5) | (195) | 5 | (9) | (4) | (199) | (190) | ||||
| altro | (16) | 23 | 3 | 3 (109) | (96) | 109 | 109 | 13 | 13 | |||||
| Special item dell'utile (perdita) operativo |
(225) | 2.109 | 842 | 194 | (1) | 127 | 3.046 | (126) | (10) | (136) | 2.910 | 2.920 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 14.643 | (622) | (472) | (542) | (99) | (387) | 129 12.650 | 486 (1.856) (1.370) 11.280 | 1.856 | 13.136 | ||||
| Proventi (oneri) finanziari netti(b) | (264) | 14 | (6) | (567) | (5) | (2) | (830) | 7 | 16 | 23 | (807) | (823) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(b) | 367 | 70 | 56 | 291 | 2 | 786 | (2) | (2) | 784 | 784 | ||||
| Imposte sul reddito(b) | (8.796) | 299 | 176 | 129 (151) | 51 | (90) (8.382) | 100 | (53) | 47 (8.335) | (8.282) | ||||
| Tax rate (%) | 59,7 | 66,5 | 74,0 | 63,2 | ||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 5.950 | (239) | (246) | (689) (253) | (338) | 39 | 4.224 | 591 (1.893) (1.302) | 2.922 | 1.893 | 4.815 | |||
| di competenza: | ||||||||||||||
| - interessenze terzi | (206) | 629 | 423 | 538 | 961 | |||||||||
| - azionisti Eni | 4.430 | (1.931) | 2.499 | 1.355 | 3.854 | |||||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 5.160 | (1.688) | 3.472 | 3.472 | ||||||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 438 | (147) | 291 | 291 | ||||||||||
| Esclusione special item | (1.168) | (96) (1.264) | (1.264) | |||||||||||
| Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations | 1.355 | |||||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 4.430 | (1.931) | 2.499 | 3.854 |
(a) Per effetto del piano di dismissione i risultati del settore chimico, in precedenza consolidati nella segment "R&M e Chimica", sono stati presentati separatamente e rilevati nelle discontinued operations.
(b) Escludono gli special item.
| 2014 |
|---|
| ------ |
| Discontinued operations | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | & Production Exploration |
Gas & Power | & Marketing Refining |
e Altre attività Corporate |
& Costruzioni Ingegneria |
Chimica(a) | Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo | Ingegneria & Costruzioni e Chimica |
Elisioni infragruppo | TOTALE | CONTINUING OPERATIONS |
Ripristino elisioni vs. discontinued intercompany operations |
OPERATIONS - su base CONTINUING standalone |
| Utile (perdita) operativo | 10.766 | 64 (2.107) | (518) | 18 | (704) | 398 | 7.917 | 686 (1.018) | (332) | 7.585 | 8.603 | |||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | (119) | 1.576 | 170 | (167) | 1.460 | (170) | (170) | 1.290 | 1.290 | |||||
| Esclusione degli special item: | ||||||||||||||
| oneri ambientali | 111 | 41 | 27 | 179 | (27) | (27) | 152 | 152 | ||||||
| svalutazioni | 692 | 25 | 284 | 14 | 420 | 96 | 1.531 | (516) | (516) | 1.015 | 1.015 | |||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (76) | (2) | 3 | 2 | 45 | (28) | (47) | (47) | (75) | (75) | ||||
| accantonamenti a fondo rischi | (5) | (42) | 12 | 25 | (10) | (25) | (25) | (35) | (35) | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 24 | 9 | (4) | (25) | 5 | 9 | (5) | (5) | 4 | 4 | ||||
| derivati su commodity | (28) | (38) | 38 | 9 | 3 | (16) | (12) | 12 | (16) | (28) | ||||
| differenze e derivati su cambi | 6 | 205 | 14 | 4 | 229 | (4) | 11 | 7 | 236 | 225 | ||||
| altro | 172 | 64 | 25 | 30 | 12 | 303 | (12) | (12) | 291 | 291 | ||||
| Special item dell'utile (perdita) operativo |
785 | 223 | 466 | 75 | 461 | 187 | 2.197 | (648) | 23 | (625) | 1.572 | 1.549 | ||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 11.551 | 168 | (65) | (443) | 479 | (347) | 231 | 11.574 | (132) | (995) (1.127) | 10.447 | 995 | 11.442 | |
| Proventi (oneri) finanziari netti(b) | (287) | 7 | (9) | (564) | (6) | (3) | (862) | 9 | 30 | 39 | (823) | (853) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(b) | 323 | 49 | 67 | (156) | 21 | (3) | 301 | (18) | (18) | 283 | 283 | |||
| Imposte sul reddito(b) | (7.164) | (138) | (34) | 311 (185) | 75 | (79) (7.214) | 110 | (60) | 50 | (7.164) | (7.104) | |||
| Tax rate (%) | 61,8 | 61,6 | 37,4 | 65,5 | 72,3 | 65,3 | ||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 4.423 | 86 | (41) | (852) | 309 | (278) | 152 | 3.799 | (31) (1.025) (1.056) | 2.743 | 1.025 | 3.768 | ||
| di competenza: | ||||||||||||||
| - interessenze terzi | 92 | 451 | 543 | (629) | (86) | |||||||||
| - azionisti Eni | 3.707 | (1.507) | 2.200 | 1.654 | 3.854 | |||||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | 1.291 | (1.190) | 101 | 101 | ||||||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 1.008 | (118) | 890 | 890 | ||||||||||
| Esclusione special item | 1.408 | (199) | 1.209 | 1.209 | ||||||||||
| Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations | 1.654 | |||||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 3.707 | (1.507) | 2.200 | 3.854 |
(a) Per effetto del piano di dismissione i risultati del settore chimico, in precedenza consolidati nella segment "R&M e Chimica", sono stati presentati separatamente e rilevati nelle discontinued operations.
(b) Escludono gli special item.
| Discontinued operations | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | & Production Exploration |
Gas & Power | & Marketing Refining |
e Altre attività Corporate |
& Costruzioni Ingegneria |
Chimica(a) | Effetto eliminazione utili interni |
Gruppo | Ingegneria & Costruzioni e Chimica |
Elisioni infragruppo | TOTALE | CONTINUING OPERATIONS |
Ripristino elisioni vs. discontinued intercompany operations |
OPERATIONS - su base CONTINUING standalone |
| Utile (perdita) operativo | (144) (1.258) | (552) | (497) (694) (1.393) | (23) (4.561) | 2.087 | (307) | 1.780 (2.781) | (2.474) | ||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 132 | 555 | 322 | 127 | 1.136 | (322) | (322) | 814 | 814 | |||||
| Esclusione degli special item: | ||||||||||||||
| oneri ambientali | 116 | 88 | 21 | 225 | (21) | (21) | 204 | 204 | ||||||
| svalutazioni | 4.502 | 152 | 152 | 20 | 590 | 1.376 | 6.792 (1.966) | (1.966) | 4.826 | 4.826 | ||||
| plusvalenze nette su cessione di asset | (414) | (5) | 4 | 1 | (3) | (417) | 2 | 2 | (415) | (415) | ||||
| accantonamenti a fondo rischi | 226 | 7 | (10) | (12) | 211 | 12 | 12 | 223 | 223 | |||||
| oneri per incentivazione all'esodo | 15 | 6 | 5 | 1 | 12 | 3 | 42 | (15) | (15) | 27 | 27 | |||
| derivati su commodity | 12 | 90 | 72 | (6) | (4) | 164 | 10 | (10) | 164 | 174 | ||||
| differenze e derivati su cambi | (59) | (9) | 5 | (63) | (5) | 8 | 3 | (60) | (68) | |||||
| altro | 196 | 535 | 37 | 25 | (7) | 786 | 7 | 7 | 793 | 793 | ||||
| Special item dell'utile (perdita) operativo |
4.252 | 1.000 | 384 | 128 | 597 | 1.379 | 7.740 (1.976) | (2) (1.978) | 5.762 | 5.764 | ||||
| Utile (perdita) operativo adjusted | 4.108 | (126) | 387 | (369) | (97) | 308 | 104 | 4.315 | (211) | (309) | (520) | 3.795 | 309 | 4.104 |
| Proventi (oneri) finanziari netti(b) | (286) | 11 | (12) | (686) | (5) | 10 | (968) | (5) | 18 | 13 | (955) | (973) | ||
| Proventi (oneri) su partecipazioni(b) | 253 | (2) | 72 | 285 | 17 | (3) | 622 | (14) | (14) | 608 | 608 | |||
| Imposte sul reddito(b) | (3.323) | (51) | (165) | 107 (212) | (85) | (47) (3.776) | 297 | (62) | 235 (3.541) | (3.479) | ||||
| Tax rate (%) | 81,5 | 36,9 | 95,1 | 93,0 | ||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted | 752 | (168) | 282 | (663) (297) | 230 | 57 | 193 | 67 | (353) | (286) | (93) | 353 | 260 | |
| di competenza: | ||||||||||||||
| - interessenze terzi | (243) | 848 | 605 | (679) | (74)(*) | |||||||||
| - azionisti Eni | 436 | (1.134) | (698) | 1.032 | 334 | |||||||||
| Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni | (8.783) | 1.103 (7.680) | (7.680) | |||||||||||
| Esclusione (utile) perdita di magazzino | 782 | (221) | 561 | 561 | ||||||||||
| Esclusione special item | 8.437 | (2.016) | 6.421 | 6.421 | ||||||||||
| Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations | 1.032 | |||||||||||||
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 436 | (1.134) | (698) | 334 |
(a) Per effetto del piano di dismissione i risultati del settore chimico, in precedenza consolidati nella segment "R&M e Chimica", sono stati presentati separatamente e rilevati nelle discontinued operations.
(b) Escludono gli special item.
(*) Non esprime interessenze di terzi, ma il ripristino di effetti fiscali già elisi.
| (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|
| Flusso di cassa netto da attività operativa | 11.026 | 15.110 | 11.903 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations | 1.894 | 1.948 | 722 |
| Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations | 9.132 | 13.162 | 11.181 |
| Rispristino elisioni intercompany vs discontinued operations | 1.686 | 1.225 | 1.008 |
| FLUSSO DI CASSA NETTO DELLE CONTINUING OPERATIONS SU BASE STANDALONE | 10.818 | 14.387 | 12.189 |
| Dettaglio degli special item | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Special item dell'utile (perdita) operativo: | 3.046 | 2.197 | 7.740 | |
| - oneri ambientali | 205 | 179 | 225 | |
| - svalutazioni | 2.400 | 1.531 | 6.792 | |
| - plusvalenze nette su cessione di asset | (187) | (28) | (417) | |
| - accantonamenti a fondo rischi | 334 | (10) | 211 | |
| - oneri per incentivazione all'esodo | 270 | 9 | 42 | |
| - derivati su commodity | 315 | (16) | 164 | |
| - differenze e derivati su cambi | (195) | 229 | (63) | |
| - altro | (96) | 303 | 786 | |
| Oneri (proventi) finanziari | 179 | 203 | 282 | |
| di cui: | ||||
| Riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile operativo | 195 | (229) | 63 | |
| Oneri (proventi) su partecipazioni | (5.299) | (189) | 471 | |
| di cui: | ||||
| plusvalenza da cessione | (3.599) | (159) | (33) | |
| svalutazioni/rivalutazioni di patercipazioni | (1.682) | (38) | 489 | |
| Imposte sul reddito | 901 | (270) | 297 | |
| di cui: | ||||
| svalutazione imposte anticipate imprese italiane | 954 | 976 | 851 | |
| altri proventi netti di imposta | (824) | |||
| adeguamento fiscalità differite su PSA | 490 | 69 | ||
| svalutazione imposte differite upstream | 860 | |||
| fiscalità su special item dell'utile (perdita) operativo e altro | (543) | (491) | (1.414) | |
| Totale special item dell'utile (perdita) netto | (1.173) | 1.941 | 8.790 | |
| di competenza: | ||||
| - interessenze di terzi | (5) | 533 | 353 | |
| - azionisti Eni | (1.168) | 1.408 | 8.437 | |
| di cui: | ||||
| Totale special item discontinued operation | 96 | 199 | 2.016 | |
| svalutazioni per allineamento al FV | 1.969 | |||
| derivato sulla cessione del 12,503% di Saipem SpA | 49 | |||
| altri special item netti | 96 | 199 | (2) |
| Utile operativo adjusted per settore | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 14.643 | 11.551 | 4.108 | |
| Gas & Power | (622) | 168 | (126) | |
| Refining & Marketing | (472) | (65) | 387 | |
| Corporate e altre attività | (542) | (443) | (369) | |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidamento | (1.727) | (764) | (205) | |
| 11.280 | 10.447 | 3.795 |
| Utile netto adjusted per settore | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 5.950 | 4.423 | 752 | |
| Gas & Power | (239) | 86 | (168) | |
| Refining & Marketing | (246) | (41) | 282 | |
| Corporate e altre attività | (689) | (852) | (663) | |
| Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidamento | (1.854) | (873) | (296) | |
| 2.922 | 2.743 | (93) | ||
| di cui: | ||||
| Utile (perdita) netto adjusted di terzi azionisti | 423 | 543 | 605 | |
| Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni | 2.499 | 2.200 | (698) |
| Proventi (oneri) finanziari netti | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Differenze attive (passive) nette di cambio | 24 | (408) | (351) | |
| Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto e altro | (865) | (812) | (1.009) | |
| Proventi su titoli strumentali all'attività operativa | 8 | 9 | 9 | |
| Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) | (240) | (292) | (291) | |
| Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati | (92) | 165 | 160 | |
| a dedurre: | ||||
| oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale | 166 | 157 | 159 | |
| (999) | (1.181) | (1.323) | ||
| di cui proventi su crediti strumentali all'attività operativa e su crediti di imposta | 57 | 110 | 105 |
| Proventi (oneri) netti su partecipazioni | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Rivalutazioni di partecipazioni | 294 | 188 | 146 | |
| Svalutazioni di partecipazioni | (84) | (79) | (591) | |
| Plusvalenze da cessioni | 3.598 | 160 | 164 | |
| Dividendi | 400 | 384 | 402 | |
| Utilizzi (accantonamento) al fondo copertura perdite | 10 | (5) | (7) | |
| Altri proventi (oneri) netti | 1.865 | (179) | 10 | |
| 6.083 | 469 | 124 |
| Immobilizzazioni materiali | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Inmmobilizzazioni materiali lorde | ||||
| Exploration & Production | 107.329 | 129.331 | 147.553 | |
| Gas & Power | 5.763 | 5.985 | 6.169 | |
| Refining & Marketing | 17.383 | 17.355 | 17.629 | |
| Chimica | 5.898 | 6.070 | ||
| Ingegneria & Costruzioni | 12.774 | 13.657 | ||
| Corporate e altre attività | 2.111 | 2.201 | 1.854 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (490) | (572) | (656) | |
| 150.768 | 174.027 | 172.549 | ||
| Immmobilizzazioni materiali nette | ||||
| Exploration & Production | 48.134 | 56.654 | 57.608 | |
| Gas & Power | 1.969 | 1.985 | 1.882 | |
| Refining & Marketing | 4.575 | 4.460 | 4.341 | |
| Chimica | 1.105 | 1.193 | ||
| Ingegneria & Costruzioni | 7.928 | 7.616 | ||
| Corporate e altre attività | 394 | 452 | 418 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (342) | (398) | (454) | |
| 63.763 | 71.962 | 63.795 |
| Investimenti | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | 10.475 | 10.524 | 10.234 | |
| Gas & Power | 229 | 172 | 154 | |
| Refining & Marketing | 672 | 537 | 408 | |
| Corporate e altre attività | 211 | 113 | 64 | |
| Effetto eliminazione utili interni | (3) | (82) | (85) | |
| Investimenti tecnici - continuing operations | 11.584 | 11.264 | 10.775 | |
| Investimenti tecnici - discontinued operations | 1.216 | 976 | 781 | |
| Investimenti tecnici | 12.800 | 12.240 | 11.556 | |
| Investimenti in partecipazioni | 317 | 408 | 228 | |
| Investimenti | 13.117 | 12.648 | 11.784 |
| Investimenti tecnici per area geografica di localizzazione | (€ milioni) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Italia | 1.763 | 1.544 | 1.152 | |
| Resto dell'Unione Europea | 875 | 530 | 423 | |
| Resto dell'Europa | 1.419 | 1.375 | 1.124 | |
| Africa | 4.528 | 4.832 | 5.103 | |
| America | 1.248 | 1.070 | 699 | |
| Asia | 1.612 | 1.787 | 2.242 | |
| Altre aree | 139 | 126 | 32 | |
| Totale estero | 9.821 | 9.720 | 9.623 | |
| Investimenti tecnici - continuing operations | 11.584 | 11.264 | 10.775 | |
| Italia | 281 | 241 | 196 | |
| Resto dell'Unione Europea | 214 | 323 | 306 | |
| Resto dell'Europa | 134 | 32 | 49 | |
| Africa | 28 | 32 | 11 | |
| America | 258 | 126 | 53 | |
| Asia | 187 | 187 | 140 | |
| Altre aree | 114 | 35 | 26 | |
| Totale estero | 935 | 735 | 585 | |
| Investimenti tecnici - discontinued operations | 1.216 | 976 | 781 | |
| Investimenti tecnici | 12.800 | 12.240 | 11.556 |
Indebitamento finanziario netto (€ 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 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | |||||
| Breve termine | 4.685 | (5.431) | (5.037) | (129) | (5.912) |
| Lungo termine | 20.875 | 20.875 | |||
| 25.560 | (5.431) | (5.037) | (129) | 14.963 | |
| 2014 | |||||
| Breve termine | 6.575 | (6.614) | (5.037) | (555) | (5.631) |
| Lungo termine | 19.316 | 19.316 | |||
| 25.891 | (6.614) | (5.037) | (555) | 13.685 | |
| 2015 | |||||
| Breve termine | 8.383 | (5.200) | (5.028) | (685) | (2.530) |
| Lungo termine | 19.393 | 19.393 | |||
| 27.776 | (5.200) | (5.028) | (685) | 16.863 | |
Personale
| Personale a fine periodo(*) | (numero) | 2013 | 2014 | 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Exploration & Production | Italia | 4.133 | 4.534 | 4.572 |
| Estero | 8.219 | 8.243 | 8.249 | |
| 12.352 | 12.777 | 12.821 | ||
| Gas & Power | Italia | 2.310 | 2.067 | 2.023 |
| Estero | 2.652 | 2.494 | 2.461 | |
| 4.962 | 4.561 | 4.484 | ||
| Refining & Marketing | Italia | 5.777 | 4.810 | 4.475 |
| Estero | 2.315 | 1.631 | 1.377 | |
| 8.092 | 6.441 | 5.852 | ||
| Corporate a altre attività | Italia | 5.407 | 5.320 | 5.650 |
| Estero | 157 | 304 | 246 | |
| 5.564 | 5.624 | 5.896 | ||
| Totale occupazione a fine periodo | Italia | 17.627 | 16.731 | 16.720 |
| Estero | 13.343 | 12.672 | 12.333 | |
| 30.970 | 29.403 | 29.053 | ||
| di cui dirigenti | 970 | 958 | 947 |
(*) Il numero dei dipendenti a fine periodo differisce da quello riportato nelle tavole delle performance 2015 alle pagine 14-16 in quanto queste ultime non considerano le società consolidate con il metodo proporzionale.
Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation S-X 4-10 della US Securities and Exchange Commission.
Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil & Gas (Topic 932).
Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l'analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamente producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi, e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l'uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.
Le condizioni economiche esistenti includono prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere.
Nel 2015 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 54 \$/barile. Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanza di terzi.
Le riserve certe di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non-sviluppate.
Le riserve certe sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppure possono riguardare quei casi in cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo.
Le riserve certe non sviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione.
Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti1 . Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi e altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.
Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2015 da Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton e Gaffney, Cline & Associates2 hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.
In particolare nel 2015 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 31% delle riserve Eni al 31 dicembre 20153 .
Nel triennio 2013-2015 le valutazioni indipendenti hanno riguardato l'86% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2015 i principali giacimenti non sottoposti a valutazione indipendente nell'ultimo triennio sono Kashagan (Kazakhstan) e Cafc-Mle (Algeria).
Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative ai PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Profit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarburi equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 51%, il 50% e il 52% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2013, 2014 e 2015. Effetti analoghi a quelli dei PSA si producono nei contratti di service e buy-back; le riserve certe relative a tali contratti rappresentano il 3%, il 3% e il 5% del totale delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2013, 2014 e 2015. Sono inclusi nelle riserve: (i) i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l'impresa ha l'obbligo di ritirare a titolo oneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano l'1%, lo 0,6% e lo 0,6% del totale delle riserve certe in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2013, 2014 e 2015; (ii) le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo; (iii) le quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG.
I metodi di valutazione delle riserve certe, l'andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L'accuratezza delle stime è funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle valutazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziali. Anche le variazioni dei prezzi del petrolio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riserve potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.
Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrolio (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2013, 2014 e 2015.
(2) I report degli ingegneri indipendenti sono disponibili sul sito Eni all'indirizzo eni.com nella sezione "Documentazione/Relazione finanziaria annuale 2015".
(1) Dal 1991 al 2002 la società DeGolyer and MacNaughton a cui è stata affiancata, a partire dal 2003, la società Ryder Scott e dal 2015 la società Gaffney, Cline & Associates.
(3) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Resto dell'Asia | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Africa | Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | America | e Oceania Australia |
Totale | |||
| (milioni di boe) | |||||||||
| 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 524 | 591 | 1.915 | 1.048 | 1.041 | 184 | 236 | 128 | 5.667 |
| di cui: sviluppate | 406 | 349 | 1.080 | 716 | 458 | 108 | 170 | 107 | 3.394 |
| non sviluppate | 118 | 242 | 835 | 332 | 583 | 76 | 66 | 21 | 2.273 |
| Acquisizioni | 4 | 4 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 38 | 35 | 59 | 169 | 30 | 81 | 37 | 59 | 508 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 5 | 5 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 4 | 1 | 6 | 53 | 38 | 6 | 108 | ||
| Produzione | (67) | (57) | (201) | (120) | (36) | (40) | (39) | (11) | (571) |
| Cessioni | (13) | (13) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 499 | 557 | 1.783 | 1.155 | 1.035 | 263 | 240 | 176 | 5.708 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 20 | 81 | 668 | 730 | 1.499 | ||||
| di cui: sviluppate | 20 | 82 | 20 | 122 | |||||
| non sviluppate | 81 | 586 | 710 | 1.377 | |||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 1 | (5) | 4 | ||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (2) | (1) | (13) | (4) | (20) | ||||
| Cessioni | (652) | (652) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 19 | 75 | 7 | 726 | 827 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 499 | 557 | 1.802 | 1.230 | 1.035 | 270 | 966 | 176 | 6.535 |
| Sviluppate | 408 | 343 | 1.022 | 701 | 566 | 93 | 171 | 123 | 3.427 |
| consolidate | 408 | 343 | 1.003 | 701 | 566 | 90 | 153 | 123 | 3.387 |
| joint venture e collegate | 19 | 3 | 18 | 40 | |||||
| Non sviluppate | 91 | 214 | 780 | 529 | 469 | 177 | 795 | 53 | 3.108 |
| consolidate | 91 | 214 | 780 | 454 | 469 | 173 | 87 | 53 | 2.321 |
| joint venture e collegate | 75 | 4 | 708 | 787 |
| (milioni di boe) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 499 | 557 | 1.783 | 1.155 | 1.035 | 263 | 240 | 176 | 5.708 |
| di cui: sviluppate | 408 | 343 | 1.003 | 701 | 566 | 90 | 153 | 123 | 3.387 |
| non sviluppate | 91 | 214 | 780 | 454 | 469 | 173 | 87 | 53 | 2.321 |
| Acquisizioni | 4 | 4 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 68 | 53 | 154 | 110 | 64 | 45 | 26 | (7) | 513 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 3 | 1 | 2 | 6 | |||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 1 | 5 | 98 | 11 | 8 | 124 | ||
| Produzione | (65) | (70) | (205) | (118) | (32) | (34) | (42) | (9) | (575) |
| Cessioni | (1) | (7) | (8) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 503 | 544 | 1.740 | 1.239 | 1.069 | 285 | 232 | 160 | 5.772 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 19 | 75 | 7 | 726 | 827 | ||||
| di cui: sviluppate | 19 | 3 | 18 | 40 | |||||
| non sviluppate | 75 | 4 | 708 | 787 | |||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (1) | 7 | 5 | 11 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (2) | (1) | (2) | (3) | (8) | ||||
| Cessioni | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 16 | 81 | 5 | 728 | 830 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 503 | 544 | 1.756 | 1.320 | 1.069 | 290 | 960 | 160 | 6.602 |
| Sviluppate | 401 | 335 | 919 | 725 | 589 | 115 | 214 | 135 | 3.433 |
| consolidate | 401 | 335 | 904 | 702 | 589 | 112 | 188 | 135 | 3.366 |
| joint venture e collegate | 15 | 23 | 3 | 26 | 67 | ||||
| Non sviluppate | 102 | 209 | 837 | 595 | 480 | 175 | 746 | 25 | 3.169 |
| consolidate | 102 | 209 | 836 | 537 | 480 | 173 | 44 | 25 | 2.406 |
| joint venture e collegate | 1 | 58 | 2 | 702 | 763 |
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Kazakhstan | e Oceania | ||||||||
| Italia | Africa | Africa | America | Australia | Totale | ||||
| (milioni di boe) | |||||||||
| 2015 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 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 |
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (milioni di barili) | Italia | Africa | Africa | Kazakhstan | America | e Oceania Australia |
Totale | ||
| 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 227 | 351 | 904 | 672 | 670 | 82 | 154 | 24 | 3.084 |
| di cui: sviluppate | 165 | 180 | 584 | 456 | 203 | 41 | 109 | 24 | 1.762 |
| non sviluppate | 62 | 171 | 320 | 216 | 467 | 41 | 45 | 1.322 | |
| Acquisizioni | 3 | 3 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 19 | 16 | 12 | 83 | 31 | 62 | 11 | 2 | 236 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 5 | 5 | |||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 2 | 51 | 4 | 58 | ||||
| Produzione | (26) | (28) | (91) | (88) | (22) | (16) | (22) | (4) | (297) |
| Cessioni | (10) | (10) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 220 | 330 | 830 | 723 | 679 | 128 | 147 | 22 | 3.079 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 17 | 16 | 114 | 119 | 266 | ||||
| di cui: sviluppate | 17 | 8 | 19 | 44 | |||||
| non sviluppate | 16 | 106 | 100 | 222 | |||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (1) | 1 | |||||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (1) | (2) | (4) | (7) | |||||
| Cessioni | (111) | (111) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 16 | 15 | 1 | 116 | 148 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 220 | 330 | 846 | 738 | 679 | 129 | 263 | 22 | 3.227 |
| Sviluppate | 177 | 179 | 577 | 465 | 295 | 38 | 115 | 20 | 1.866 |
| consolidate | 177 | 179 | 561 | 465 | 295 | 38 | 96 | 20 | 1.831 |
| joint venture e collegate | 16 | 19 | 35 | ||||||
| Non sviluppate | 43 | 151 | 269 | 273 | 384 | 91 | 148 | 2 | 1.361 |
| consolidate | 43 | 151 | 269 | 258 | 384 | 90 | 51 | 2 | 1.248 |
| joint venture e collegate | 15 | 1 | 97 | 113 |
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Italia | Africa | Africa | America | e Oceania Australia |
Totale | ||||
| (milioni di barili) | |||||||||
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 220 | 330 | 830 | 723 | 679 | 128 | 147 | 22 | 3.079 |
| di cui: sviluppate | 177 | 179 | 561 | 465 | 295 | 38 | 96 | 20 | 1.831 |
| non sviluppate | 43 | 151 | 269 | 258 | 384 | 90 | 51 | 2 | 1.248 |
| Acquisizioni | 1 | 1 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 49 | 35 | 32 | 70 | 35 | 16 | 22 | (7) | 252 |
| Miglioramenti di recupero assistito | 3 | 1 | 2 | 6 | |||||
| Estensioni e nuove scoperte | 1 | 2 | 36 | 5 | 44 | ||||
| Produzione | (27) | (34) | (91) | (84) | (19) | (13) | (27) | (2) | (297) |
| Cessioni | (1) | (7) | (8) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 243 | 331 | 776 | 739 | 697 | 131 | 147 | 13 | 3.077 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 16 | 15 | 1 | 116 | 148 | ||||
| di cui: sviluppate | 16 | 19 | 35 | ||||||
| non sviluppate | 15 | 1 | 97 | 113 | |||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (1) | 3 | 5 | 7 | |||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (1) | (1) | (4) | (6) | |||||
| Cessioni | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 14 | 17 | 1 | 117 | 149 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 243 | 331 | 790 | 756 | 697 | 132 | 264 | 13 | 3.226 |
| Sviluppate | 184 | 174 | 534 | 477 | 306 | 64 | 142 | 12 | 1.893 |
| consolidate | 184 | 174 | 521 | 470 | 306 | 64 | 116 | 12 | 1.847 |
| joint venture e collegate | 13 | 7 | 26 | 46 | |||||
| Non sviluppate | 59 | 157 | 256 | 279 | 391 | 68 | 122 | 1 | 1.333 |
| consolidate | 59 | 157 | 255 | 269 | 391 | 67 | 31 | 1 | 1.230 |
| joint venture e collegate | 1 | 10 | 1 | 91 | 103 |
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (milioni di barili) | Italia | Africa | Africa | Kazakhstan | 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 |
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | e Oceania | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (milioni di metri cubi) | Italia | Africa | Africa | America | Australia | Totale | |||
| 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 46.201 | 37.317 | 157.418 | 58.341 | 57.701 | 15.925 | 12.709 | 16.197 | 401.809 |
| di cui: sviluppate | 37.512 | 26.184 | 77.013 | 40.477 | 39.686 | 10.538 | 9.453 | 13.003 | 253.866 |
| non sviluppate | 8.689 | 11.133 | 80.405 | 17.864 | 18.015 | 5.387 | 3.256 | 3.194 | 147.943 |
| Acquisizioni | 130 | 130 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 2.963 | 2.929 | 7.173 | 13.455 | (93) | 2.951 | 4.008 | 8.945 | 42.331 |
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 679 | 15 | 687 | 385 | 5.881 | 208 | 7.855 | ||
| Produzione | (6.514) | (4.440) | (17.246) | (4.979) | (2.206) | (3.668) | (2.528) | (1.141) | (42.722) |
| Cessioni | (480) | (480) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 43.329 | 35.341 | 148.162 | 67.202 | 55.402 | 21.089 | 14.397 | 24.001 | 408.923 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2012 | 2 | 460 | 10.007 | 86.183 | 95.006 | 191.658 | |||
| di cui: sviluppate | 2 | 460 | 11.388 | 164 | 12.014 | ||||
| non sviluppate | 10.007 | 74.795 | 94.842 | 179.644 | |||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | (2) | 18 | (510) | 460 | (43) | (77) | |||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (57) | (147) | (1.712) | (8) | (1.924) | ||||
| Cessioni | (84.128) | (84.128) | |||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 421 | 9.350 | 803 | 94.955 | 105.529 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 43.329 | 35.341 | 148.583 | 76.552 | 55.402 | 21.892 | 109.352 | 24.001 | 514.452 |
| Sviluppate | 35.835 | 25.587 | 69.282 | 36.666 | 42.144 | 8.483 | 8.920 | 15.894 | 242.811 |
| consolidate | 35.835 | 25.587 | 68.864 | 36.666 | 42.144 | 8.101 | 8.769 | 15.894 | 241.860 |
| joint venture e collegate | 418 | 382 | 151 | 951 | |||||
| Non sviluppate | 7.494 | 9.754 | 79.301 | 39.886 | 13.258 | 13.409 | 100.432 | 8.107 | 271.641 |
| consolidate | 7.494 | 9.754 | 79.298 | 30.536 | 13.258 | 12.988 | 5.628 | 8.107 | 167.063 |
| joint venture e collegate | 3 | 9.350 | 421 | 94.804 | 104.578 |
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Kazakhstan | America | e Oceania Australia |
|||||||
| (milioni di metri cubi) | Italia | Africa | Africa | Totale | |||||
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 43.329 | 35.341 | 148.162 | 67.202 | 55.402 | 21.089 | 14.397 | 24.001 | 408.923 |
| di cui: sviluppate | 35.835 | 25.587 | 68.864 | 36.666 | 42.144 | 8.101 | 8.769 | 15.894 | 241.860 |
| non sviluppate | 7.494 | 9.754 | 79.298 | 30.536 | 13.258 | 12.988 | 5.628 | 8.107 | 167.063 |
| Acquisizioni | 607 | 607 | |||||||
| Revisioni di precedenti stime | 3.189 | 2.790 | 18.923 | 6.054 | 4.685 | 4.414 | 638 | (37) | 40.656 |
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | 8 | 549 | 9.646 | 1.683 | 464 | 12.350 | |||
| Produzione | (6.034) | (5.531) | (17.765) | (5.245) | (2.074) | (3.208) | (2.253) | (1.143) | (43.253) |
| Cessioni | (19) | (6) | (25) | ||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 40.484 | 33.196 | 149.869 | 77.651 | 58.013 | 23.978 | 13.246 | 22.821 | 419.258 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2013 | 421 | 9.350 | 803 | 94.955 | 105.529 | ||||
| di cui: sviluppate | 418 | 382 | 151 | 951 | |||||
| non sviluppate | 3 | 9.350 | 421 | 94.804 | 104.578 | ||||
| Acquisizioni | |||||||||
| Revisioni di precedenti stime | 53 | 713 | (54) | (3) | 709 | ||||
| Miglioramenti di recupero assistito | |||||||||
| Estensioni e nuove scoperte | |||||||||
| Produzione | (55) | (106) | (239) | (9) | (409) | ||||
| Cessioni | |||||||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 419 | 9.957 | 510 | 94.943 | 105.829 | ||||
| Riserve al 31 dicembre 2014 | 40.484 | 33.196 | 150.288 | 87.608 | 58.013 | 24.488 | 108.189 | 22.821 | 525.087 |
| Sviluppate | 33.754 | 25.125 | 60.170 | 38.520 | 43.966 | 7.666 | 11.286 | 19.102 | 239.589 |
| consolidate | 33.754 | 25.125 | 59.755 | 35.980 | 43.966 | 7.393 | 11.141 | 19.102 | 236.216 |
| joint venture e collegate | 415 | 2.540 | 273 | 145 | 3.373 | ||||
| Non sviluppate | 6.730 | 8.071 | 90.118 | 49.088 | 14.047 | 16.822 | 96.903 | 3.719 | 285.498 |
| consolidate | 6.730 | 8.071 | 90.114 | 41.671 | 14.047 | 16.585 | 2.105 | 3.719 | 183.042 |
| joint venture e collegate | 4 | 7.417 | 237 | 94.798 | 102.456 |
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Resto dell'Asia | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Africa | Kazakhstan | America | e Oceania Australia |
Totale | |||||
| (milioni di metri cubi) | Italia | Africa | |||||||
| 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 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Ricavi: | |||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 3.784 | 2.468 | 2.341 | 5.264 | 396 | 870 | 1.537 | 146 | 16.806 |
| - vendite a terzi | 704 | 7.723 | 1.855 | 1.175 | 864 | 93 | 338 | 12.752 | |
| Totale ricavi | 3.784 | 3.172 | 10.064 | 7.119 | 1.571 | 1.734 | 1.630 | 484 | 29.558 |
| Costi operativi | (391) | (717) | (649) | (932) | (192) | (224) | (342) | (119) | (3.566) |
| Imposte sulla produzione | (326) | (317) | (710) | (38) | (25) | (1.416) | |||
| Costi di ricerca | (32) | (288) | (95) | (869) | (1) | (205) | (136) | (110) | (1.736) |
| Ammortamenti e svalutazioni (a) | (907) | (573) | (1.192) | (1.882) | (111) | (524) | (848) | 43 | (5.994) |
| Altri (oneri) proventi | (277) | 161 | (1.009) | (519) | (105) | (140) | 20 | (11) | (1.880) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
1.851 | 1.755 | 6.802 | 2.207 | 1.162 | 603 | 324 | 262 | 14.966 |
| Imposte sul risultato | (872) | (1.006) | (4.281) | (1.702) | (396) | (178) | (117) | (149) | (8.701) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (b) |
979 | 749 | 2.521 | 505 | 766 | 425 | 207 | 113 | 6.265 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Ricavi: | |||||||||
| - vendite a imprese consolidate | |||||||||
| - vendite a terzi | 20 | 26 | 199 | 243 | 488 | ||||
| Totale ricavi | 20 | 26 | 199 | 243 | 488 | ||||
| Costi operativi | (11) | (44) | (18) | (23) | (96) | ||||
| Imposte sulla produzione | (4) | (14) | (113) | (131) | |||||
| Costi di ricerca | (8) | (3) | (25) | (1) | (37) | ||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | (1) | (65) | (40) | (107) | ||||
| Altri (oneri) proventi | (4) | 5 | (12) | (13) | (38) | (62) | |||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(13) | 6 | (30) | 64 | 28 | 55 | |||
| Imposte sul risultato | (4) | (10) | (35) | 30 | (19) | ||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate (b) |
(13) | 2 | (40) | 29 | 58 | 36 |
(a) Include svalutazioni di attività per €15 milioni.
(b) L'applicazione dei criteri del Eni in merito al "Successfull Effort Method" avrebbe determinato un incremento del risultato delle società consolidate di €295 milioni e per le società in joint venture e collegate una riduzione di €6 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Ricavi: | |||||||||
| - vendite a imprese consolidate | 3.028 | 2.721 | 2.010 | 4.716 | 346 | 589 | 1.691 | 67 | 15.168 |
| - vendite a terzi | 596 | 7.415 | 1.369 | 976 | 774 | 129 | 299 | 11.558 | |
| Totale ricavi | 3.028 | 3.317 | 9.425 | 6.085 | 1.322 | 1.363 | 1.820 | 366 | 26.726 |
| Costi operativi | (423) | (687) | (694) | (935) | (208) | (223) | (357) | (124) | (3.651) |
| Imposte sulla produzione | (293) | (291) | (648) | (33) | (15) | (1.280) | |||
| Costi di ricerca | (29) | (227) | (207) | (706) | (185) | (189) | (46) | (1.589) | |
| Ammortamenti e svalutazioni (a) | (818) | (1.083) | (1.288) | (2.010) | (91) | (850) | (1.181) | (172) | (7.493) |
| Altri (oneri) proventi | (184) | (96) | (773) | (358) | (251) | (117) | (78) | (30) | (1.887) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
1.281 | 1.224 | 6.172 | 1.428 | 772 | (45) | 15 | (21) | 10.826 |
| Imposte sul risultato | (351) | (803) | (3.928) | (1.273) | (291) | (112) | (6) | (16) | (6.780) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (b) |
930 | 421 | 2.244 | 155 | 481 | (157) | 9 | (37) | 4.046 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Ricavi: | |||||||||
| - vendite a imprese consolidate | |||||||||
| - vendite a terzi | 19 | 87 | 232 | 338 | |||||
| Totale ricavi | 19 | 87 | 232 | 338 | |||||
| Costi operativi | (11) | (11) | (27) | (49) | |||||
| Imposte sulla produzione | (3) | (94) | (97) | ||||||
| Costi di ricerca | (8) | (45) | (1) | (54) | |||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (1) | (1) | (44) | (60) | (106) | ||||
| Altri (oneri) proventi | (1) | 1 | (32) | (3) | (42) | (77) | |||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(10) | 5 | (32) | (16) | 8 | (45) | |||
| Imposte sul risultato | (4) | (23) | (17) | (44) | |||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate (b) |
(10) | 1 | (32) | (39) | (9) | (89) |
(a) Include svalutazioni di attività per €690 milioni.
(b) L'applicazione dei criteri Eni in merito al "Successfull Effort Method" avrebbe determinato un decremento del risultato delle società consolidate di €15 milioni e per le società in joint venture e collegate un incremento di €24 milioni.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 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 | (28) | (214) | (295) | (226) | (81) | (86) | (25) | (955) | |
| Ammortamenti e svalutazioni (a) | (734) | (1.825) | (2.878) | (3.384) | (111) | (1.453) | (1.702) | (110) | (12.197) |
| Altri (oneri) proventi | (215) | (138) | (565) | (233) | (155) | (277) | (9) | (24) | (1.616) |
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
560 | (490) | 2.158 | (919) | 385 | (594) | (1.001) | (21) | 78 |
| Imposte sul risultato | (190) | 413 | (2.165) | 7 | (155) | 60 | 406 | (26) | (1.650) |
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate (b) |
370 | (77) | (7) | (912) | 230 | (534) | (595) | (47) | (1.572) |
| 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 | (1) | (30) | (1) | (32) | |||||
| Ammortamenti e svalutazioni | (2) | (2) | (432) | (78) | (76) | (590) | |||
| Altri (oneri) proventi | (3) | (1) | (35) | (6) | (48) | (93) | |||
| Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi |
(6) | 4 | (467) | (59) | (8) | (536) | |||
| Imposte sul risultato | (3) | 8 | (29) | (24) | |||||
| Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate (b) |
(6) | 1 | (467) | (51) | (37) | (560) |
(a) Include svalutazioni di attività per €4.341 milioni.
(b) L'applicazione dei criteri Eni in merito al "Successfull Effort Method" avrebbe determinato un decremento del risultato delle società consolidate di €378 milioni e per le società in joint venture e collegate un incremento di €15 milioni.
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| Resto d'Europa | Settentrionale | Sub-Sahariana | Kazakhstan | Resto dell'Asia | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | Italia | Africa | Africa | America | |||||
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Attività relative a riserve certe | 14.862 | 13.754 | 21.549 | 27.697 | 2.917 | 8.827 | 13.050 | 1.825 | 104.481 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 31 | 399 | 493 | 3.263 | 43 | 1.590 | 1.588 | 214 | 7.621 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 346 | 42 | 1.569 | 1.164 | 94 | 35 | 66 | 13 | 3.329 |
| Immobilizzazioni in corso | 816 | 3.527 | 1.411 | 2.988 | 7.140 | 690 | 819 | 120 | 17.511 |
| Costi capitalizzati lordi | 16.055 | 17.722 | 25.022 | 35.112 | 10.194 | 11.142 | 15.523 | 2.172 | 132.942 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (11.154) | (9.519) | (14.335) | (20.039) | (1.241) | (8.042) | (10.605) | (1.009) | (75.944) |
| Costi capitalizzati netti società consolidate(a)(b) | 4.901 | 8.203 | 10.687 | 15.073 | 8.953 | 3.100 | 4.918 | 1.163 | 56.998 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Attività relative a riserve certe | 2 | 77 | 24 | 539 | 549 | 1.191 | |||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 31 | 84 | 115 | ||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 7 | 1 | 4 | 12 | |||||
| Immobilizzazioni in corso | 12 | 5 | 1.241 | 776 | 2.034 | ||||
| Costi capitalizzati lordi | 45 | 89 | 1.265 | 624 | 1.329 | 3.352 | |||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (39) | (69) | (522) | (230) | (860) | ||||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(b) |
6 | 20 | 1.265 | 102 | 1.099 | 2.492 | |||
| 2015 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Attività relative a riserve certe | 14.945 | 14.921 | 25.329 | 34.294 | 3.352 | 10.179 | 14.927 | 1.962 | 119.909 |
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 31 | 402 | 497 | 3.502 | 48 | 1.712 | 1.657 | 237 | 8.086 |
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 355 | 42 | 1.758 | 1.318 | 112 | 34 | 74 | 15 | 3.708 |
| Immobilizzazioni in corso | 954 | 3.189 | 1.858 | 2.911 | 8.708 | 1.375 | 670 | 92 | 19.757 |
| Costi capitalizzati lordi | 16.285 | 18.554 | 29.442 | 42.025 | 12.220 | 13.300 | 17.328 | 2.306 | 151.460 |
| Fondi ammortamento e svalutazione | (11.887) | (11.402) | (18.934) | (25.747) | (1.504) | (9.985) | (12.932) | (1.223) | (93.614) |
| Costi capitalizzati netti società consolidate(a)(b) | 4.398 | 7.152 | 10.508 | 16.278 | 10.716 | 3.315 | 4.396 | 1.083 | 57.846 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Attività relative a riserve certe | 3 | 79 | 23 | 635 | 1.930 | 2.670 | |||
| Attività relative a riserve probabili e possibili | 23 | 93 | 116 | ||||||
| Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni | 8 | 6 | 14 | ||||||
| Immobilizzazioni in corso | 9 | 5 | 1.503 | 1 | 112 | 1.630 | |||
| Costi capitalizzati lordi | 35 | 92 | 1.526 | 729 | 2.048 | 4.430 | |||
| Fondi ammortamento e svalutazione | (31) | (72) | (441) | (676) | (336) | (1.556) | |||
| Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a) (b) |
4 | 20 | 1.085 | 53 | 1.712 | 2.874 |
(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €868 milioni nel 2014 e per €1.029 milioni nel 2015 per le società consolidate e per €46 milioni nel 2014 e €92 milioni nel 2015 per le società in joint venture e collegate.
(b) Gli importi indicati non comprendono i costi relativi all'attività di esplorazione che sono imputati all'attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento, e ammortizzati interamente nell'esercizio in cui sono sostenuti. L'applicazione dei criteri Eni in merito al "Successfull Effort Method" avrebbe determinato un incremento dei costi capitalizzati netti, relativi principalmente ad attività di esplorazione, delle società consolidate pari a €4.804 milioni nel 2014 e €4.434 milioni nel 2015 e per le società in joint venture e collegate pari a €123 milioni nel 2014 e €150 milioni nel 2015.
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
64 45 |
64 45 |
|||||||
| Costi di ricerca | 32 | 357 | 95 | 757 | 1 | 233 | 110 | 84 | 1.669 |
| Costi di sviluppo (a) | 697 | 1.855 | 765 | 2.617 | 600 | 719 | 1.141 | 57 | 8.451 |
| Totale costi sostenuti società | |||||||||
| consolidate | 729 | 2.212 | 969 | 3.374 | 601 | 952 | 1.251 | 141 | 10.229 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||
| Costi di ricerca | 5 | 3 | 81 | 1 | 90 | ||||
| Costi di sviluppo (b) | 1 | 5 | 39 | 353 | 318 | 716 | |||
| Totale costi sostenuti società in | |||||||||
| joint venture e collegate | 6 | 8 | 39 | 434 | 319 | 806 | |||
| 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Acquisizioni di riserve certe | |||||||||
| Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||
| Costi di ricerca | 29 | 188 | 227 | 635 | 160 | 139 | 20 | 1.398 | |
| Costi di sviluppo (a) | 1.382 | 2.395 | 955 | 3.479 | 572 | 1.118 | 1.169 | 122 | 11.192 |
| Totale costi sostenuti società consolidate |
1.411 | 2.583 | 1.182 | 4.114 | 572 | 1.278 | 1.308 | 142 | 12.590 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili |
|||||||||
| Costi di ricerca | 2 | 33 | 1 | 36 | |||||
| Costi di sviluppo (b) | 1 | 22 | 38 | 375 | 436 | ||||
| Totale costi sostenuti società in | |||||||||
| joint venture e collegate | 2 | 1 | 22 | 71 | 376 | 472 | |||
| 2015 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| 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 (a) | 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 (b) | 1 | 1 | 112 | 35 | 554 | 703 | |||
| Totale costi sostenuti società in | |||||||||
| joint venture e collegate | 2 | 1 | 112 | 49 | 555 | 719 |
(a) Gli importi indicati comprendono i decrementi relativi all'abbandono delle attività per €191 milioni nel 2013, costi per €2.062 milioni nel 2014 e decrementi per €817 milioni nel 2015. (b) Gli importi indicati comprendono i costi relativi all'abbandono delle attività per €10 milioni nel 2013, decrementi per €47 milioni nel 2014 e costi per €54 milioni nel 2015.
I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamente al 2013, 2014 e 2015. 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 |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2013 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 28.829 | 33.319 | 92.661 | 58.252 | 50.754 | 12.487 | 10.227 | 5.294 | 291.823 |
| Costi futuri di produzione | (6.250) | (6.836) | (16.611) | (15.986) | (9.072) | (3.876) | (2.379) | (1.417) (62.427) | |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |
(4.593) | (6.202) | (8.083) | (7.061) | (3.445) | (3.960) | (1.561) | (279) (35.184) | |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
17.986 | 20.281 | 67.967 | 35.205 | 38.237 | 4.651 | 6.287 | 3.598 | 194.212 |
| Imposte su reddito future | (5.776) | (12.746) | (35.887) | (20.491) | (9.939) | (1.391) | (2.387) | (1.093) | (89.710) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
12.210 | 7.535 | 32.080 | 14.714 | 28.298 | 3.260 | 3.900 | 2.505 | 104.502 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(5.048) | (2.110) | (14.327) | (5.619) | (16.984) | (1.683) | (1.353) | (1.201) (48.325) | |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
7.162 | 5.425 | 17.753 | 9.095 | 11.314 | 1.577 | 2.547 | 1.304 | 56.177 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 524 | 4.041 | 262 | 17.239 | 22.066 | ||||
| Costi futuri di produzione | (164) | (1.465) | (38) | (5.467) | (7.134) | ||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |
(17) | (85) | (73) | (2.299) | (2.474) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
343 | 2.491 | 151 | 9.473 | 12.458 | ||||
| Imposte su reddito future | (20) | (1.617) | (61) | (4.156) | (5.854) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
323 | 874 | 90 | 5.317 | 6.604 | ||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(175) | (401) | (20) | (3.681) | (4.277) | ||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
148 | 473 | 70 | 1.636 | 2.327 | ||||
| Totale | 7.162 | 5.425 | 17.901 | 9.568 | 11.314 | 1.647 | 4.183 | 1.304 | 58.504 |
Informazioni supplementari sulle attività di esplorazione e produzione
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 dicembre 2014 | |||||||||
| Società consolidate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 24.951 | 29.140 | 96.372 | 65.853 | 55.740 | 13.664 | 10.955 | 4.849 | 301.524 |
| Costi futuri di produzione | (6.374) | (6.856) | (19.906) | (18.236) | (9.878) | (4.158) | (2.680) | (1.092) (69.180) | |
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |
(4.698) | (5.292) | (9.673) | (9.139) | (4.576) | (4.600) | (1.892) | (356) (40.226) | |
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
13.879 | 16.992 | 66.793 | 38.478 | 41.286 | 4.906 | 6.383 | 3.401 | 192.118 |
| Imposte su reddito future | (3.583) | (10.595) | (35.484) | (20.514) | (10.400) | (1.462) | (2.401) | (989) | (85.428) |
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
10.296 | 6.397 | 31.309 | 17.964 | 30.886 | 3.444 | 3.982 | 2.412 | 106.690 |
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(4.064) | (1.464) | (13.905) | (7.164) | (19.699) | (1.900) | (1.353) | (1.106) (50.655) | |
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
6.232 | 4.933 | 17.404 | 10.800 | 11.187 | 1.544 | 2.629 | 1.306 | 56.035 |
| Società in joint venture e collegate | |||||||||
| Entrate di cassa future | 485 | 3.861 | 200 | 18.871 | 23.417 | ||||
| Costi futuri di produzione | (165) | (692) | (33) | (5.724) | (6.614) | ||||
| Costi futuri di sviluppo e d'abbandono |
(18) | (104) | (51) | (2.032) | (2.205) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito |
302 | 3.065 | 116 | 11.115 | 14.598 | ||||
| Imposte su reddito future | (23) | (426) | (45) | (4.608) | (5.102) | ||||
| Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione |
279 | 2.639 | 71 | 6.507 | 9.496 | ||||
| Valore dell'attualizzazione al tasso del 10% |
(158) | (1.442) | (11) | (4.327) | (5.938) | ||||
| Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri |
121 | 1.197 | 60 | 2.180 | 3.558 | ||||
| Totale | 6.232 | 4.933 | 17.525 | 11.997 | 11.187 | 1.604 | 4.809 | 1.306 | 59.593 |
| (€ milioni) | Italia | Resto d'Europa | Settentrionale Africa |
Sub-Sahariana Africa |
Kazakhstan | Resto dell'Asia | America | e Oceania Australia |
Totale società consolidate |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 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 |
| (€ milioni) | Totaale società consolidate |
in joint venture Toatel società e collegate |
Totale |
|---|---|---|---|
| Valore al 31 Dicembre 2012 | 61.292 | 2.946 | 64.238 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (24.576) | (261) | (24.837) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (3.632) | (223) | (3.855) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, | |||
| al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.699 | 3 | 1.702 |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (6.821) | (427) | (7.248) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 8.456 | 665 | 9.121 |
| - revisioni delle quantità stimate | 6.385 | (298) | 6.087 |
| - effetto dell'attualizzazione | 11.937 | 521 | 12.458 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 5.587 | 379 | 5.966 |
| - acquisizioni di riserve | 74 | 74 | |
| - cessioni di riserve | (252) | (770) | (1.022) |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | (3.972) | (208) | (4.180) |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (5.115) | (619) | (5.734) |
| Valore al 31 dicembre 2013 | 56.177 | 2.327 | 58.504 |
| Aumenti (diminuzioni): | |||
| - vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione | (21.795) | (192) | (21.987) |
| - variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione | (12.053) | (500) | (12.553) |
| - estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo | 1.667 | 1.667 | |
| - revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono | (6.047) | 223 | (5.824) |
| - costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo | 8.745 | 451 | 9.196 |
| - revisioni delle quantità stimate | 8.085 | (325) | 7.760 |
| - effetto dell'attualizzazione | 11.064 | 512 | 11.576 |
| - variazione netta delle imposte sul reddito | 7.049 | 704 | 7.753 |
| - acquisizioni di riserve | 67 | 67 | |
| - cessioni di riserve | (271) | (271) | |
| - variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni | 3.347 | 358 | 3.705 |
| Saldo aumenti (diminuzioni) | (142) | 1.231 | 1.089 |
| 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 |
| 2014 | 2015 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (€ milioni) | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||
| Ricavi | 25.188 | 23.182 | 22.217 | 22.600 | 93.187 | 19.988 | 19.046 | 14.817 | 13.889 | 67.740 |
| Utile (perdita) operativo | 3.263 | 1.958 | 2.270 | 94 | 7.585 | 1.484 | 1.164 | (421) | (5.008) | (2.781) |
| Utile (perdita) operativo adjusted: | 3.070 | 2.364 | 2.709 | 2.304 | 10.447 | 1.293 | 1.307 | 215 | 980 | 3.795 |
| Exploration & Production | 3.450 | 2.981 | 3.088 | 2.032 | 11.551 | 955 | 1.533 | 757 | 863 | 4.108 |
| Gas & Power | 242 | 14 | (180) | 92 | 168 | 294 | 31 | (469) | 18 | (126) |
| Refining & Marketing | (223) | (164) | 111 | 211 | (65) | 92 | 39 | 163 | 93 | 387 |
| Corporate e altre attività | (126) | (101) | (107) | (109) | (443) | (89) | (123) | (56) | (101) | (369) |
| Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni |
(273) | (366) | (203) | 78 | (764) | 41 | (173) | (180) | 107 | (205) |
| Utile (perdita) netto(b) | 1.303 | 658 | 1.714 | (2.384) | 1.291 | 704 | (113) | (952) | (8.422) | (8.783) |
| - continuing operations | 851 | 276 | 1.268 | (2.294) | 101 | 489 | 34 | (1.425) | (6.778) | (7.680) |
| - discontinued operations | 452 | 382 | 446 | (90) | 1.190 | 215 | (147) | 473 | (1.644) | (1.103) |
| Investimenti tecnici | 2.283 | 2.787 | 2.863 | 3.331 | 11.264 | 2.719 | 3.150 | 2.225 | 2.681 | 10.775 |
| Investimenti in partecipazioni | 60 | 133 | 91 | 124 | 408 | 61 | 47 | 63 | 57 | 228 |
| Indebitamento finanziario netto a fine periodo | 13.799 | 14.601 | 15.837 | 13.685 | 13.685 | 15.140 | 16.477 | 18.414 | 16.863 | 16.863 |
(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.
(b) Di competenza Eni.
| 2014 | 2015 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | |||
| Prezzo medio del greggio Brent dated (a) | 108,20 | 109,63 | 101,85 | 76,27 | 98,99 | 53,97 | 61,92 | 50,26 | 43,69 | 52,46 |
| Cambio medio EUR/USD (b) | 1,370 | 1,371 | 1,325 | 1,249 | 1,329 | 1,126 | 1,105 | 1,112 | 1,095 | 1,110 |
| Prezzo medio in euro del greggio Brent dated | 78,98 | 79,96 | 76,87 | 61,06 | 74,48 | 47,93 | 56,04 | 45,20 | 39,90 | 47,26 |
| Standard Eni Refining Margin (c) | 1,17 | 2,29 | 4,39 | 4,97 | 3,21 | 7,57 | 9,13 | 10,04 | 6,56 | 8,32 |
| Prezzo gas NBP (d) | 9,95 | 7,55 | 7,03 | 8,37 | 8,22 | 7,27 | 6,84 | 6,42 | 5,56 | 6,52 |
| Euribor - euro a tre mesi (%) | 0,30 | 0,30 | 0,20 | 0,08 | 0,21 | 0,05 | (0,01) | 0,00 | (0,09) | (0,02) |
| Libor - dollaro a tre mesi (%) | 0,24 | 0,20 | 0,20 | 0,24 | 0,23 | 0,26 | 0,28 | 0,31 | 0,41 | 0,32 |
(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte BCE.
(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.
(d) In USD per milioni di btu. Fonte Platt's Oilgram.
| 2014 | 2015 | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | I trim. | II trim. | III trim. | IV trim. | ||||
| Produzione giornaliera di petrolio | (mgl barili) | 822 | 813 | 812 | 868 | 828 | 860 | 903 | 868 | 998 | 908 |
| Produzione giornaliera di gas naturale | (mln mc) | 118 | 120 | 119 | 121 | 120 | 130 | 132 | 130 | 138 | 133 |
| Produzione giornaliera di idrocarburi | (mgl boe) | 1.583 | 1.584 | 1.576 | 1.648 | 1.598 | 1.697 | 1.754 | 1.703 | 1.884 | 1.760 |
| Italia | 182 | 179 | 174 | 182 | 179 | 165 | 173 | 168 | 169 | 169 | |
| Resto d'Europa | 192 | 195 | 179 | 196 | 190 | 186 | 181 | 182 | 192 | 185 | |
| Africa Settentrionale | 542 | 549 | 584 | 590 | 567 | 638 | 681 | 647 | 684 | 662 | |
| Africa Sub-Sahariana | 324 | 321 | 317 | 339 | 325 | 342 | 343 | 336 | 343 | 341 | |
| Kazakhstan | 102 | 90 | 76 | 85 | 88 | 100 | 98 | 82 | 100 | 95 | |
| Resto dell'Asia | 96 | 104 | 93 | 97 | 98 | 109 | 113 | 117 | 201 | 135 | |
| America | 117 | 120 | 131 | 131 | 125 | 128 | 140 | 148 | 170 | 147 | |
| Australia e Oceania | 28 | 26 | 22 | 28 | 26 | 29 | 25 | 23 | 25 | 26 | |
| Produzione venduta | (mln boe) | 134,7 | 133,0 | 138,5 | 143,3 | 549,5 | 144,5 | 153,6 | 149,8 | 166,2 | 614,1 |
| Vendite di gas naturale a terzi | (mld mc) | 23,56 | 16,64 | 17,50 | 21,47 | 79,17 | 23,47 | 20,38 | 18,30 | 20,07 | 82,22 |
| Autoconsumo di gas naturale | 1,48 | 1,27 | 1,44 | 1,43 | 5,62 | 1,54 | 1,28 | 1,51 | 1,55 | 5,88 | |
| Vendite a terzi e autoconsumo | 25,04 | 17,91 | 18,94 | 22,90 | 84,79 | 25,01 | 21,66 | 19,81 | 21,62 | 88,10 | |
| Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni) |
1,72 | 1,18 | 0,68 | 0,80 | 4,38 | 0,61 | 0,73 | 0,68 | 0,76 | 2,78 | |
| Totale vendite e autoconsumi di gas naturale | 26,76 | 19,09 | 19,62 | 23,70 | 89,17 | 25,62 | 22,39 | 20,49 | 22,38 | 90,88 | |
| Vendite di energia elettrica | (TWh) | 8,25 | 7,75 | 8,26 | 9,32 | 33,58 | 8,47 | 8,35 | 9,00 | 9,06 | 34,88 |
| Vendite di prodotti petroliferi: | (mln ton) | 8,06 | 8,35 | 9,23 | 8,95 | 34,59 | 8,36 | 9,43 | 8,85 | 8,60 | 35,24 |
| Rete Italia | 1,45 | 1,60 | 1,58 | 1,51 | 6,14 | 1,36 | 1,51 | 1,58 | 1,51 | 5,96 | |
| Extrarete Italia | 1,68 | 1,79 | 2,12 | 1,98 | 7,57 | 1,69 | 1,99 | 2,17 | 1,99 | 7,84 | |
| Rete resto d'Europa | 0,71 | 0,78 | 0,83 | 0,75 | 3,07 | 0,69 | 0,79 | 0,77 | 0,68 | 2,93 | |
| Extrarete resto d'Europa | 1,01 | 1,17 | 1,23 | 1,19 | 4,60 | 1,08 | 0,98 | 0,90 | 0,87 | 3,83 | |
| Extrarete altro estero | 0,10 | 0,11 | 0,11 | 0,11 | 0,43 | 0,10 | 0,11 | 0,11 | 0,11 | 0,43 | |
| Altre vendite | 3,11 | 2,90 | 3,36 | 3,41 | 12,78 | 3,44 | 4,05 | 3,33 | 3,43 | 14,25 |
| Petrolio | (densità media di riferimento 32,35° API, densità relativa 0,8636) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 barile | (bbl) | 158,987 | l petrolio(a) 0,159 m3 | petrolio | 162,602 | m3 gas |
5.492 | ft3 gas |
||
| 5.800.000 | btu | |||||||||
| 1 barile/g | (bbl/g) | ~50 | t/anno | |||||||
| 1 metro cubo | (m3 ) |
1.000 | l petrolio 6,43 bbl | 1.033 | m3 gas |
36.481 | ft3 gas |
|||
| 1 tonnellata equivalente di petrolio | (tep) | 1.160,49 | l petrolio 7,299 bbl | 1,161 | m3 petrolio | 1.187 | m3 gas |
41.911 | ft3 gas |
|
| Gas | ||||||||||
| 1 metro cubo | (m3 ) |
0,976 | l petrolio 0,00643 bbl | 35.314,67 | btu | 35.315 | ft3 gas |
|||
| 1.000 piedi cubi | (ft3 ) |
27,637 | l petrolio 0,1742 bbl | 1.000.000 | btu | 27,317 | m3 gas |
0,02386 | tep | |
| 1.000.000 british thermal unit | (btu) | 27,4 | l petrolio | 0,17 bbl | 0,027 | m3 petrolio |
28,3 | m3 gas |
1.000 | ft3 gas |
| 1 tonnellata di GNL | (tGNL) | 1,2 | tep | 8,9 bbl | 52.000.000 | btu | 52.000 | ft3 gas |
||
| Energia elettrica | ||||||||||
| 1 megawattora=1.000 kWh | (MWh) | 93,532 | l petrolio 0,5883 bbl | 0,0955 m3 | petrolio | 94,488 | m3 gas |
3.412,14 | ft3 gas |
|
| 1 terajoule | (Tj) | 25.981,45 | l petrolio 163,42 bbl | 25,9814 m3 | petrolio | 26.939,46 | m3 gas |
947.826,7 | ft3 gas |
|
| 1.000.000 kilocalorie | (kcal) | 108,8 | l petrolio 0,68 bbl | 0,109 m3 | petrolio | 112,4 | m3 gas |
3.968,3 | ft3 gas |
|
(a) l petrolio: litri di petrolio
| 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 (bbl) | litro (l) | metro cubo (m3 ) |
|
|---|---|---|---|---|
| ft3 | 1 | 0 | 28,32 | 0,02832 |
| bbl | 5,492 | 1 | 159 | 0,158984 |
| l | 0,035315 | 0,0063 | 1 | 0,001 |
| m3 | 35,31485 | 6,2898 | 10 3 | 1 |
Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929 e-mail: [email protected]
Sede legale in Roma, Piazzale Enrico Mattei, 1 Capitale sociale al 31 dicembre 2015: euro 4.005.358.876 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 partita IVA 00905811006 Sedi secondarie: San Donato Milanese (MI) - Via Emilia, 1 San Donato Milanese (MI) - Piazza Ezio Vanoni, 1
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) Eni in 2015 (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)
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