Production Sharing Agreement (PSA) - Tipologia contrattuale vigente nei paesi produttori dell'area non OCSE caratterizzata dall'intestazione del titolo minerario in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma...
produzione.
Production Sharing Agreement (PSA) - Tipologia contrattuale vigente nei paesi produttori dell'area non OCSE caratterizzata dall'intestazione del titolo minerario in capo alla società nazionale dello Stato concedente, alla quale viene di norma conferita l'esclusiva dell'attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facoltà di istituire rapporti contrattuali con altre società (estere o locali). Con il contratto, il Committente (la società nazionale) affida al Contrattista (la società terza) il compito di eseguire i lavori di esplorazione e produzione con l'apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profilo economico, il contratto prevede che il rischio esplorativo sia a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una (Cost oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l'altra (Profìt oil) suddivisa a titolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo schemi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei paesi.
Recupero assistito - Tecniche utilizzate per aumentare o prolungare la produttività dei giacimenti.
Ricerca esplorativa - Ricerca di petrolio e di gas naturale che comprende analisi topografiche, studi geologici e geofisici, rilievi e analisi sismiche e perforazione di pozzi.
Riserve certe - Rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei disponibili, potranno ragionevolmente essere prodotte nelle condizioni esistenti al momento considerato. Le riserve certe si distinguono in: riserve certe sviluppate: quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti; riserve certe non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facility e metodi operativi, sulla cui realizzazione l'impresa ha già definito un programma di sviluppo.
Riserve possibili - Sono le quantità di idrocarburi che si stima di poter recuperare con un grado di probabilità più contenuto rispetto a quello delle riserve probabili, o che presentano un grado di economicità inferiore.
Riserve probabili - Rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento disponibili, potranno essere, ragionevolmente, recuperate.
VII
Corte dei conti – Relazione ENI S.p.A. esercizio 2018
Riserve recuperabili - Rappresentano le quantità di idrocarburi riferibili alle diverse categorie di riserve (certe, probabili e possibili) senza tener conto del grado di incertezza insito in ogni categoria.
Risorse Contingent - Sono le quantità di idrocarburi stimate ad una certa data, potenzialmente recuperabili da giacimenti noti attraverso l’applicazione di progetti di sviluppo, ma che non sono considerate commercialmente recuperabili in seguito ad una o più contingencies.
Ship or pay - Clausola dei contratti di trasporto del gas naturale, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispettivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasportato.
Stirenici - Sono materiali polimerici a base stirenica utilizzati in un elevatissimo numero di settori applicativi attraverso le più svariate tecnologie di trasformazione.
Stoccaggio di modulazione - Finalizzato a soddisfare la modulazione dell’andamento orario,
giornaliero e stagionale della domanda.
Stoccaggio minerario - Necessario per motivi tecnici ed economici a consentire lo svolgimento ottimale della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel territorio italiano.
Stoccaggio strategico - Finalizzato a sopperire la mancanza o riduzione degli approvvigionamenti da importazioni extra UE o di crisi del sistema del gas.
Sviluppo - Attività di perforazione e di altro tipo a valle della ricerca esplorativa, finalizzata alla produzione di petrolio e gas.
Swap - Nel settore del gas il termine swap si riferisce a uno scambio di forniture tra i diversi operatori, generalmente mirato a ottimizzare i costi di trasporto e i rispettivi impegni di acquisto e di fornitura.
Tasso di rimpiazzo delle riserve - Misura la quota di riserve prodotte sostituite da nuove riserve trovate e indica la capacità dell'impresa di aggiungere nuove riserve sia attraverso un'esplorazione efficace sia attraverso acquisizioni. Un valore superiore al 100 per cento indica che nell'anno sono state aggiunte più riserve di quante ne siano state prodotte. L'indice viene generalmente mediato su periodi di almeno tre anni per ridurre gli effetti distorsivi dovuti all'acquisizione di asset o società (con asset upstream), alla revisione di precedenti stime, al miglioramento del fattore di recupero e alla variazione delle riserve equità - nei contratti PSA
VIII
Corte dei conti – Relazione ENI S.p.A. esercizio 2017
(Production Sharing Agreement) - a causa dell'andamento del prezzo dei greggi di riferimento.
Take-or-pay - Clausola dei contratti di acquisto del gas naturale, sulla base della quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di gas prevista dal contratto, anche se non ritirata, con la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato per un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto.
TSO (transmission system operators for electricity) rete europea dei gestori di sistemi di
trasmissione dell’energia elettrica.
Upstream/Downstream - II termine upstream riguarda le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore petrolifero che si collocano a valle della esplorazione e produzione.
Vita media residua delle riserve - Rapporto tra le riserve certe di fine anno e la produzione
dell’anno.
Volatile organic compound (VOC) – Insieme di sostanze chimiche, in forma liquida o di vapore, avente la capacità di evaporare facilmente a temperatura ambiente. I composti che rientrano in questa categoria sono più di 300. Tra i più noti sono gli idrocarburi alifatici, e terpeni, gli idrocarburi aromatici, gli idrocarburi alogenati, gli alcoli, gli esteri, i chetoni e le aldeidi.
Work-over - Operazione di intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutenzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i fluidi di giacimento in superficie.
IX
Corte dei conti – Relazione ENI S.p.A. esercizio 2018
PAGINA BIANCA
Eni Relazione Finanziaria Annuale 2018
Camera dei Deputati ARRIVO 08 maggio 2020 Prot: 2020/0000578/TN
2018 | 2017 | 2016 | ||
Ricavi della gestione caratteristica | (€ milioni) | 75.822 | 66.919 | 55.762 |
Utile (perdita) operativo | 9.983 | 8.012 | 2.157 | |
Utile (perdita) operativo adjusted(a) | 11.240 | 5.803 | 2.315 | |
Utile (perdita) netto adjusted(a)(b) | 4.583 | 2.379 | (340) | |
Utile (perdita) netto(b) | 4.126 | 3.374 | (1.051) | |
Utile (perdita) netto - discontinued operations(b) | (413) | |||
Utile (perdita) netto di Gruppo(b) (continuing e discontinued operations) | 4.126 | 3.374 | (1.464) | |
Flusso di cassa netto da attività operativa Investimenti tecnici di cui: ricerca esplorativa sviluppo riserve di idrocarburi Dividendi per esercizio di competenza(c) Dividendi pagati nell’esercizio Totale attività a fine periodo Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi Indebitamento finanziario netto Capitale investito netto di cui: Exploration & Production Gas & Power Refining & Marketing e Chimica | 13.647 | 10.117 | 7.673 | |
9.119 | 8.681 | 9.180 | ||
463 | 442 | 417 | ||
6.506 | 7.236 | 7.770 | ||
2.989 | 2.881 | 2.881 | ||
2.954 | 2.880 | 2.881 | ||
118.373 | 114.928 | 124.545 | ||
51.073 | 48.079 | 53.086 | ||
8.289 | 10.916 | 14.776 | ||
59.362 | 58.995 | 67.862 | ||
50.358 | 49.801 | 57.910 | ||
3.143 | 3.394 | 4.100 | ||
7.371 | 7.440 | 6.981 | ||
Prezzo delle azioni a fine periodo | (€) | 13,8 | 13,8 | 15,5 |
Numero medio ponderato di azioni in circolazione | (milioni) | 3.601,1 | 3.601,1 | 3.601,1 |
Capitalizzazione di borsa(d) | (€ miliardi) | 50 | 50 | 56 |
PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI
(a) Misure di risultato Non-GAAP.
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) L’importo 2018 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.
(d) Prodotto del numero delle azioni in circolazione per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.
PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI
2018 | 2017 | 2016 | ||
Utile (perdita) netto | ||||
- per azione(a) | (€) | 1,15 | 0,94 | (0,29) |
- per ADR(a)(b) | ($) | 2,72 | 2,12 | (0,65) |
Utile (perdita) netto adjusted | ||||
- per azione(a) | (€) | 1,27 | 0,66 | (0,09) |
- per ADR(a)(b) | ($) | 3,00 | 1,49 | (0,20) |
Cash flow | ||||
- per azione(a) | (€) | 3,79 | 2,81 | 2,13 |
- per ADR(a)(b) | ($) | 8,95 | 6,35 | 4,72 |
Return on average capital employed (ROACE) adjusted | (%) | 8,5 | 4,7 | 0,2 |
Leverage | 16 | 23 | 28 | |
Gearing | 14 | 18 | 22 | |
Coverage | 10,3 | 6,5 | 2,4 | |
Current ratio | 1,4 | 1,5 | 1,4 | |
Debt coverage | 164,6 | 92,7 | 51,9 | |
Net Debt/EBITDA adjusted | 45,2 | 80,6 | 144,7 | |
Dividendo di competenza | (€ per azione) | 0,83 | 0,80 | 0,80 |
Total Share Return (TSR) | (%) | 4,8 | (5,6) | 19,2 |
Pay-out | 72 | 85 | (197) | |
Dividend yield(c) | 5,9 | 5,7 | 5,4 | |
(a) Interamente diluito. Calcolato come rapporto tra l’utile netto/cash flow e il numero medio di azioni in circolazione nell’esercizio. L’ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR).
(b) Un ADR rappresenta due azioni.
(c) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.
(numero) | 2018 | 2017 | 2016 |
Exploration & Production | 11.645 | 11.970 | 12.494 |
Gas & Power | 3.040 | 4.313 | 4.261 |
Refining & Marketing e Chimica | 11.136 | 10.916 | 10.858 |
Corporate e altre attività | 5.880 | 5.735 | 5.923 |
Gruppo | 31.701 | 32.934 | 33.536 |
DIPENDENTI
2018 | 2017 | 2016 | ||
Spesa in R&S | (€ milioni) | 197 | 185 | 161 |
Domande di primo deposito brevettuale | (numero) | 43 | 27 | 40 |
INNOVAZIONE
2016
2017
2018
SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 di cui: Exploration & Production dipendenti contrattisti Gas & Power dipendenti contrattisti Refining & Marketing e Chimica dipendenti contrattisti Corporate e altre attività dipendenti contrattisti | 0,35 | 0,33 | 0,35 |
0,30 | 0,28 | 0,34 | |
0,29 | 0,23 | 0,34 | |
0,30 | 0,30 | 0,34 | |
0,56 | 0,37 | 0,29 | |
0,34 | 0,45 | 0,28 | |
0,99 | 0,23 | 0,31 | |
0,56 | 0,62 | 0,38 | |
0,49 | 0,56 | 0,44 | |
0,62 | 0,69 | 0,32 | |
0,53 | 0,41 | 0,50 | |
0,55 | 0,21 | 0,40 | |
0,48 | 1,00 | 0,76 | |
Emissioni dirette di GHG (milioni di tonnellate di CO2eq) di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo CO2 equivalente da flaring CO2 equivalente da venting CO2 equivalente da emissioni fuggitive di metano Emissioni dirette di GHG - Exploration & Production Emissioni dirette di GHG - Gas & Power Emissioni dirette di GHG - Refining & Marketing e Chimica Volume di idrocarburi inviati a flaring - upstream (miliardi di metri cubi) Volumi totali oil spill (>1 barile) (barili) di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo operativi % di acqua di formazione reiniettata - upstream (%) Acqua di falda trattata da TAF e utilizzata nel ciclo produttivo o reiniettata in falda (milioni di metri cubi) % acqua di falda utilizzata nel ciclo produttivo o reiniettata rispetto al totale acqua di falda trattata (%) Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (GWh) % rifiuti recuperati rispetto ai rifiuti recuperabili (Syndial) (%) | 43,35 | 43,15 | 42,15 |
33,89 | 33,03 | 32,39 | |
6,26 | 6,83 | 5,40 | |
2,12 | 2,15 | 2,35 | |
1,08 | 1,14 | 2,01 | |
24,06 | 24,02 | 22,46 | |
11,08 | 11,30 | 11,17 | |
8,19 | 7,82 | 8,50 | |
1,9 | 2,3 | 1,9 | |
6.362 | 6.559 | 5.913 | |
3.697 | 3.236 | 4.682 | |
2.665 | 3.323 | 1.231 | |
60 | 59 | 58 | |
4,8 | 4,2 | 3,2 | |
21 | 21 | 17 | |
19,3 | 16,1 | 13,5 | |
58 | 48 | 30 |
2016
2017
2018
DATI OPERATIVI
EXPLORATION & PRODUCTION | ||||
Produzione di idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.851 | 1.816 | 1.759 |
Riserve certe di idrocarburi | (milioni di boe) | 7.153 | 6.990 | 7.490 |
Vita utile residua delle riserve certe | (anni) | 10,6 | 10,5 | 11,6 |
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 100 | 103 | 193 |
Profit per boe(a) | ($/boe) | 9,3 | 8,7 | 2,0 |
Opex per boe(b) | 6,8 | 6,6 | 6,2 | |
Finding & Development cost per boe(c) | 10,4 | 10,4 | 13,2 | |
GAS & POWER Vendite gas mondo di cui: in Italia internazionali Vendite GNL Capacità installata centrali elettriche Energia elettrica prodotta Vendite di energia elettrica | (miliardi di metri cubi) (GW) (terawattora) | 76,71 | 80,83 | 86,31 |
39,03 | 37,43 | 38,43 | ||
37,68 | 43,40 | 47,88 | ||
10,3 | 8,3 | 8,1 | ||
4,7 | 4,7 | 4,7 | ||
21,62 | 22,42 | 21,78 | ||
37,07 | 35,33 | 37,05 | ||
REFINING & MARKETING E CHIMICA | ||||
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | (milioni di tonnellate) | 8,39 | 8,54 | 8,59 |
Quota di mercato Rete in Italia | (%) | 24,0 | 24,3 | 24,3 |
Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 5.448 | 5.544 | 5.622 |
Lavorazioni in conto proprio | (milioni di tonnellate) | 23,23 | 24,02 | 24,52 |
Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa | (migliaia di litri) | 1.776 | 1.783 | 1.742 |
Capacità bilanciata delle raffinerie | (migliaia di barili/giorno) | 548 | 548 | 548 |
Capacità delle bioraffinerie | (migliaia di tonnellate/anno) | 360 | 360 | 360 |
Produzione di biocarburanti | (migliaia di tonnellate) | 219 | 206 | 191 |
Produzioni di prodotti petrolchimici | (migliaia di tonnellate) | 9.483 | 8.955 | 8.809 |
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici | (%) | 76 | 73 | 72 |
(a) Relativo alle società consolidate.
(b) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
(c) Media triennale.
Indice
2 | RELAZIONE SULLA GESTIONE
Attività 2
Modello di business 4
Approccio responsabile e sostenibile 5
Lettera agli azionisti 7
Eni in sintesi 12
Attività di stakeholder engagement 14
Scenario e Strategia 16
Risk Management Integrato 20
Governance 24
Andamento operativo
Exploration & Production 30
Gas & Power 50
Refining & Marketing e Chimica 55
Corporate e altre attività 61
Commento ai risultati e altre informazioni
Commento ai risultati economico-finanziari 63
Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA 87
Fattori di rischio e incertezza 95
Evoluzione prevedibile della gestione 109
Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (DNF) 110
Altre informazioni 140
Glossario 141
143 |
265 |
343 |
BILANCIO C ONSOLID A T O BILANCIO DI ESER CIZIO ALLE G A TI
Eni
Relazione Finanziaria Annuale 2018
Disclaimer
La Relazione Finanziaria Annuale contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements), in particolare nella sezione “Evoluzione prevedibile della gestione”, relative a: piani di investimento, dividendi, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite ed 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. Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell’area
di consolidamento.
Assemblea ordinaria degli azionisti del 14 maggio 2019.
L’estratto dell’avviso di convocazione è stato pubblicato su “Il Sole 24 ore” e “Financial Times” del 5 aprile 2019.
Mission
Siamo un'impresa dell'energia. Lavoriamo per costruire un futuro in cui tutti possano accedere
alle risorse energetiche
in maniera efficiente e sostenibile.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione.
Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze. Sul valore della persona,
riconoscendo la diversità come risorsa. Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano.
ATTIVITÀ
Eni è attiva nell’esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale principalmente in Italia, Algeria, Angola, Congo, Emirati Arabi Uniti, Egitto, Ghana, Libia, Mozambico, Nigeria, Norvegia, Oman, Kazakhstan, Regno Unito e Stati Uniti, per complessivi 43 Paesi.
Eni commercializza gas, energia elettrica, GNL e prodotti in Europa e in mercati extraeuropei grazie anche alle attivita di trading. Le disponibilità sono assicurate dalle produzioni di petrolio e gas upstream, da contratti long-term, da un parco di centrali elettriche cogenerative, dal sistema di raffinazione Eni e dagli impianti chimici Versalis. L’approvvigionamento di materia prima è ottimizzato dal trading. L’integrazione verticale tra le business unit consente di cogliere sinergie operative ed efficienze di costo.
RAFFINERIE, IMPIANTI PETROLCHIMICI
(tradizionali e green)
CARBURANTI
/BIOCARBURANTI
OFFSHORE
TRADING
& SHIPPING
MERCATI INTERNAZIONALI
PRODOTTI CHIMICI
/BIO-BASED CHEMICALS
ESPLORAZIONE
SVILUPPO CAMPI A OLIO E GAS
LIQUEFAZIONE GAS
RETE DI TRASPORTO
LUBRIFICANTI
ONSHORE
RIGASSIFICAZIONE GNL
GAS ED ENERGIA
B2B
PRODUZIONE DA FONTI RINNOVABILI
GENERAZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
B2C
ENI NEL MONDO
18
7
7
3
16
6
13
1
11
5
67 Paesi
3
14
E&P G&P R&MeC
Camera dei Deputati
156
Senato della Repubblica
XVIII LEGISLATURA DISEGNI DI LEGGE E RELAZIONI DOCUMENTI DOC XV N 272
MODELLO DI BUSINESS
Il Modello di business di Eni è volto alla creazione di valore per gli stakeholder e gli shareholder. Eni riconosce che la principale sfida del proprio settore è l’accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti, contrastando il cambiamento climatico. Questa sfida determinerà nuovi paradigmi di sviluppo che andranno ad impattare sui modelli di consumo, di offerta e sui processi industriali.
In questo quadro di riferimento, Eni ha adottato un approccio sistemico che punti all’efficienza, alla resilienza e alla crescita,
che integri organicamente la sostenibilità per renderla business, che inglobi i trend emergenti di decarbonizzazione e sviluppo inclusivo, sposandoli nel proprio piano industriale e nel modello operativo. Eni perciò adotta un modello di business, alimentato dall’applicazione delle proprie tecnologie innovative e dal proces- so di digitalizzazione, che si basa sui seguenti pilastri:
1 l’eccellenza operativa,
2 la neutralità carbonica nel lungo termine,
3 la promozione dello sviluppo locale.
Bassa cash neutrality |
Ridotto time to market |
Riserve ad alto valore |
CREARE VALORE
PER GLI STAKEHOLDER E GLI SHAREHOLDER
U N A P P R O C C I O S I S T E M I C O C H E P U N T I A E F F I C I E N Z A , R E S I L I E N Z A E C R E S C I TA
ECCELLENZA OPERATIVA
NEUTRALITÀ CARBONICA NEL LUNGO TERMINE
PROMOZIONE DELLO SVILUPPO LOCALE
Carbon offset
Approccio dual flag
NE
Trasferimento di know-how e competenze
Creazione posti di lavoro
Partenariato pubblico privato
Produzione per mercati domestici Accesso all'energia Diversificazione economica Accesso all’acqua e all'igiene Educazione e formazione
Salute
Economia circolare
Mix energetico
O
ZI
A
ZZ
LI
A
IT
IG
D
E
A
C
GI
O
L
O
N
C
E
T
E
N
O
I
Z
A
V
O
N
N
I
Efficienza e integrazione sono i driver strategici che guidano il business di Eni verso un’eccellenza operativa. Questo porta al raggiungimento di cash neutrality basse, ad un ridotto time to market e ad un portafoglio di risorse ad alto valore, resiliente anche a scenari low carbon. L’eccellenza del modello operativo si caratterizza inoltre in un impegno costante nel minimizzare i rischi e nel creare opportunità lungo l’intero ciclo delle attività attraverso la valorizza- zione delle persone, la salvaguardia della salute e della sicurezza, la tutela dell'ambiente, il rispetto e la promozione dei diritti umani e l’attenzione alla trasparenza e alla lotta alla corruzione.
In secondo luogo, il modello di business prevede un percorso di decarbonizzazione che ha l’ambizione di portare l’azienda ad essere “carbon neutral” nel lungo termine, puntando alla massimizzazione dell’efficienza e alla riduzione delle emissioni dirette compensando le emissioni residue, promuovendo al contempo un mix energetico a basso impatto carbonico. Nel lungo termine Eni supporta un cambio di paradigma energetico ed una conversione dell’attuale modello di
consumo verso uno più sostenibile e razionale, che sfrutti i principi dell’economia circolare, portando avanti sin da ora un percorso di conversione che sfrutti le proprie competenze ed il proprio posizio- namento nel downstream.
La terza leva del modello di business consiste nella promozione dello sviluppo locale nei Paesi di presenza. Ciò è possibile, in primis, destinando la propria produzione di gas al mercato locale, favorendo l’accesso all’elettricità, ma anche attraverso la promozione di un ampio portafoglio di iniziative a favore delle comunità: dalla diversifi- cazione delle economie locali, a progetti per la salute, l’educazione, l’accesso all’acqua e l’igiene. Questo approccio, denominato Dual Flag, è basato su collaborazioni con istituzioni, agenzie di cooperazione e stakeholder locali al fine di individuare gli interventi necessari per rispondere alle esigenze delle comunità in linea con i piani di sviluppo nazionali e l’Agenda 2030 delle Nazioni Unite. Eni è impegnata inoltre nella creazione di opportunità di lavoro e trasferisce il proprio know-how e le proprie competenze ai propri partner locali.
Camera dei Deputati ARRIVO 08 maggio 2020 Prot: 2020/0000578/TN
APPROCCIO RESPONSABILE E SOSTENIBILE
MODELLO
PER L’ECCELLENZA
OPERATIVA
L’approccio responsabile e sostenibile rappresenta per Eni la logica per la creazione di valore nel medio e lungo termine per l’azienda e per tutti gli stakeholder coniugando solidità finanziaria con sosteni- bilità sociale e ambientale. Tale approccio è fondamentale per operare nel complesso contesto attuale e per rispondere alla sfida cruciale del settore energetico: la transizione verso un futuro low carbon e l’accesso alle risorse energetiche per una popolazione
mondiale in crescita. I 17 Obiettivi di Sviluppo Sostenibile dell’Agenda 2030 (SDGs – Sustainable Development Goals), promossi dalle Nazioni Unite, sono un quadro di riferimento per Eni per indirizzare le attività e cogliere nuove opportunità di business, anche in partner- ship con diverse organizzazioni nazionali ed internazionali per condividere conoscenze e risorse e contribuire al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo.
IMPEGNI | PERFORMANCE | OBIETTIVI DI SVILUPPO SOSTENIBILE | |
PERSONE | Eni si concentra sulla crescita, la valorizzazione e la formazione delle proprie persone, riconoscendo la diversità come risorsa | • 31.701 dipendenti in servizio a fine periodo • 23,3% donne • Oltre 1 milione di ore di formazione (+5% vs. 2017) | |
SICUREZZA | Eni considera la sicurezza sul posto di lavoro un valore imprescindibile da condividere tra dipendenti, contrattisti e comunità locali | • TRIR 0,35 • TRIR -51% vs. 2014 | |
RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI | Eni promuove l’uso e ciente delle risorse naturali e la tutela delle aree protette e rilevanti per la biodiversità, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione | • 87% riutilizzo delle acque dolci •-2% prelievi di acqua dolce vs. 2017 • Rifiuti recuperati pari al 40% dei rifiuti smaltiti da attività produttive •-20% oil spill operativi vs. 2017 • 60% reiniezione delle acque di formazione | |
DIRITTI UMANI | Eni si impegna a rispettare i diritti umani nell’ambito delle proprie attività e a promuoverne il rispetto verso partner e stakeholder | • Pubblicata Dichiarazione Eni sul rispetto dei Diritti Umani • 91% dipendenti con formazione sui Diritti Umani • 90% contratti di security con clausole sui Diritti Umani • 100% nuovi fornitori valutati secondo criteri sociali | |
TRASPARENZA E INTEGRITÀ NELLA GESTIONE DEL BUSINESS | Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi | • Adesione ad EITI(a) dal 2015 • 8 Paesi in cui Eni supporta l’EITI Multistakeholder group • 32 audit con verifiche anti-corruzione | |
INNOVAZIONE Eni investe in nuove soluzioni che • Investiti €197 milioni per la ricerca
TECNOLOGICA possano aumentare l’e cienza e e lo sviluppo tecnologico (+7% vs. 2017) la sostenibilità delle attività, • 43 domande di primo deposito abbattendone costi e l’impatto brevettuale di cui 13 depositi sulle fonti ambientale rinnovabili
SVILUPPO LOCALE ATTRAVERSO PARTNERSHIP PUBBLICO PRIVATE
A supporto dello sviluppo locale Eni promuove interventi di accesso all’energia, diversificazione economica, educazione e formazione, accesso all’acqua e all’igiene, salute anche attraverso partnership pubblico private
• €94,8 milioni per il Community Investment
• Siglata partnership con UNDP e FAO
CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO
Eni ha definito la strategia di
•-20% indice di emissione upstream
decarbonizzazione integrata nel
per barile prodotto vs. 2014
proprio modello di business, che si •-16% volume di idrocarburi inviato sviluppa in azioni di breve, medio a uaring di processo vs. 2014
e lungo termine per favorire •-66% emissioni fuggitive di metano
la transizione energetica upstream vs. 2014
• Net zero carbon footprint sulle emissioni dirette delle attività upstream valorizzate in equity al 2030
PROMOZIONE DELLO
SVILUPPO LOCALE: MODELLO
DI COOPERAZIONE
PERCORSO DI DECARBONIZZAZIONE
(a) Extractive Industries Transparency Initiative: iniziativa globale per promuovere un uso responsabile e trasparente delle risorse finanziarie generate nel settore estrattivo.
DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO
La presente Relazione sulla gestione include la dichiarazione consolidata di carattere non finanziario in adempimento ai requisiti del Decreto Legislativo n. 254/2016 in materia di dichiarazione non finanziaria, relativa ai temi:
˙ ambientali;
˙ sociali;
˙ attinenti al personale;
˙ attinenti al rispetto dei diritti umani;
˙ attinenti alla lotta alla corruzione.
La rendicontazione di tali temi e gli indicatori illustrati nel presente report sono stati definiti in conformità ai “Sustainability Reporting Standards” pubblicati dal Global Reporting Initiative (GRI Standards).
BILANCIO INTEGRATO
La Relazione sulla gestione inclusa nella Relazione Finanziaria Annuale 2018 costituisce il bilancio integrato Eni redatto sulla base dei principi contenuti nell’International Framework pubblicato dall’International Integrated Reporting Council (IIRC). Tale report ha l’obiettivo di rappresentare le performance finanziarie e di sostenibilità, evidenziando le connessioni esistenti tra il contesto competitivo, la strategia del Gruppo, il modello di business, la gestione integrata dei rischi e l’adozione di un sistema rigoroso di corporate governance.
THE GLOBAL GOAL
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
L’agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
7
LETTERA
AGLI AZIONISTI
XXXX XXXXXXXXXXX
Presidente
XXXXXXX XXXXXXXX
Amministratore Delegato
I risultati di Eni nel 2018 sono stati eccellenti sia nell’ottimizzazione del portafoglio esistente, sia nel suo potenziamento per il futuro. Alla base di questi successi il processo di profonda trasformazione della società avviato nel 2014 grazie al quale oggi Eni, dopo gli anni del downturn petrolifero, è sostenibile finanziariamente e resiliente alla volatilità dello scenario come mai nel passato.
Diversi sono stati i driver di tale trasformazione, quali l’esplorazione di successo che con la strategia di “dual exploration” ha consentito la monetizzazione anticipata delle scoperte, l’ottimizzazione del time-to-market delle riserve d’idrocarburi, l’efficienza delle operations, la riduzione del breakeven nei business downstream e la di- sciplina finanziaria nello spending.
Gli effetti sono stati moltiplicati dalla massimizzazione dell’integrazione tra i business per cogliere sinergie e opportunità di crescita e dal nostro impegno nella promozione dello sviluppo locale e nella tutela dell’ambiente. Alla base di tutto questo ci sono i nostri asset intangibili: tecnologie, competenze e know-how. Con queste leve non solo abbiamo ottimizzato il por- tafoglio esistente, ma abbiamo attuato anche una strategia di diversificazione geografica e di migliore bilanciamento del portafoglio lungo la catena del valore attraverso una forte espansione in Medio Oriente dove nel giro di pochi mesi abbiamo costituito un hub di attività upstream d’eccellenza e acquisito una capacità di raffinazione con grandi prospettive di redditi- vità realizzando una Joint Venture strategica con ADNOC la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi.
In questi anni grazie alla rigorosa implementazione delle nostre linee guida strategiche siamo stati in grado di coniugare crescita, ritorni e solidità patrimoniale: nel 2018 abbiamo raggiunto il livello produttivo record di 1,85 milioni di boe/giorno, con una cash neutrality di 52 $/barile per la copertura dei capex e del dividendo rispetto alla baseline 2014 di 114 $/barile. Nel contempo abbiamo ridotto l’indebitamento finanziario netto a €8,3 miliardi, con un leverage di 0,16 al minimo degli ultimi dodici anni e uno dei migliori dell’industria, dopo aver distribuito nel quinquennio dividendi per cassa pari a €16,2 miliardi nel contesto di uno scenario petrolifero sfidante.
In questi anni, il motore di crescita e di generazione di cassa della E&P è stato innanzitutto l’esplorazione. Per il quarto anno consecutivo Eni si è qualificata migliore società esplorativa del settore, a dimostrazione dell’eccellenza delle no- stre scoperte e della validità della strategia di “dual exploration model”, che prevede l’ingresso negli asset esplorativi con elevati working interest per monetizzare celermente le risorse attraverso la diluizione della partecipazione, mante- nendo l’operatorship delle iniziative. Dal 2013 a oggi il dual exploration model ha consentito a Eni di incassare oltre $10 miliardi relativi in particolare alla diluizione della quota di partecipazione nei megaprogetti a gas di Zohr in Egitto e Area 4 in Mozambico. Grazie al dual exploration model sono state realizzate alleanze strategiche come quelle definite dagli accordi firmati a marzo 2018 per la cessione del 10% in Zohr ed il contestuale acquisto da parte di Eni di interessenze nei Concession Agreement in produzione Lower Zakum (5%) e Umm Shaif e Nasr (10%) nell’offshore degli Emirati Arabi Uniti. Dal 2014 a oggi abbiamo scoperto circa 5 miliardi di boe; in particolare nel 2018 abbiamo aggiunto 620 milioni di
8 L ETTER A AG L I AZION IS TI
boe di nuove risorse a costi competitivi. Inoltre sempre nel quinquennio abbiamo rimpiazzato con riserve proved oltre il 130% della produzione cumulata del periodo.
L’altro driver di crescita è stato il rafforzamento del portafoglio della nostra E&P in vista della diversificazione geografi- ca, a partire dalla creazione di una forte presenza in Medio Oriente attraverso alleanze strategiche come quella in Abu Dhabi rafforzata con l’assegnazione a Eni del 25% nella concessione offshore di Ghasha, un megaprogetto a gas di cui assumeremo la leadership tecnica con avvio previsto a fine piano e target produttivo di 1,5 bcf/g. Abbiamo potenziato la piattaforma produttiva in Norvegia con la fusione tra la nostra consociata Eni Norge e Point Resources, che ha dato vita alla joint venture Vår Energi (quota Eni 69,6%), società indipendente leader nell’upstream in Norvegia con un target produttivo di 250 mila boe/giorno atteso nel 2023. Anche il reloading del portafoglio esplorativo è stato attuato nell’ambito della strategia di espansione internazionale, puntando ad asset materiali a elevata equity localizzati in aree strategiche: innanzitutto in Medio Oriente dove abbiamo acquisito sette nuove aree esplorative per un totale di circa 70 mila km2 di nuova superficie a elevato potenziale e rischio contenuto, segnatamente in Abu Dhabi dove sono stati assegnati i Blocchi 1/2 nell’offshore che promettono sinergie con il progetto Ghasha, nell’onshore dell’Oman con la firma dell’EPSA relativo al Blocco 47, nell’emirato di Sharjah dove siamo entrati in tre blocchi onshore e nel Regno del Bahrain con l’acquisizione del Blocco 1 in un bacino offshore inesplorato. Nel 2018 altri asset esplorativi di grande interesse sono stati acquisiti in Libano, Messico, Alaska, Marocco, Indonesia e Mozambico dove sono stati assegnati a Eni i diritti su di un’area offshore di 5 mila km2, bilanciando tali acquisizioni con lo swap di licenze esplorative in Messico con Lukoil (farm-in del 40% del PSC di Area 12) e la diluizione dell’interest nel blocco esplorativo offshore Nour in Egitto (45% a BP/Mubadala).
Nel 2018 la produzione ha stabilito un nuovo record a 1,85 milioni di boe/giorno (+2,5% vs. 2017 a prezzi costanti) grazie ai cinque start-up programmati – Wafa compression e Xxxx Essalam fase 2 in Libia, OCTP fase gas in Ghana e Ochigufu e Vandumbu in Angola –, al raggiungimento del record produttivo in Iraq e soprattutto grazie allo straordinario succes- so nel ramp-up di Zohr dove abbiamo conseguito il primo target produttivo di oltre 2,1 bcf/g con nove mesi di anticipo rispetto ai programmi e abbiamo rivisto al rialzo l’obiettivo a 3,2 bcf/g. Complessivamente gli avvii e i ramp-up del 2018 hanno contribuito con 300 mila boe/giorno al plateau dell’esercizio. La crescita futura sarà sostenuta dalle sei decisioni finali d’investimento prese nell’anno relative ai progetti di Area 1 in Messico per la messa in produzione di 2,1 miliardi di boe in posto, Merakes in Indonesia in sinergia con il campo in produzione di Jangkrik, Cassiopea in Italia, Baltim South West in Egitto, Nenè fase 2 in Congo e Cabaca in Angola. Infine registriamo progressi fondamentali verso la decisione finale d’investimento relativa alla prima fase del megaprogetto Rovuma LNG che include la progettazione e costruzione di due treni di liquefazione del gas naturale da 7,6 milioni di tonnellate di GNL/anno ciascuno, grazie agli impegni d’ac- quisto di lungo termine del GNL ottenuti dai partner di Area 4.
I risultati dello sviluppo sono il frutto della nostra strategia di riduzione del time-to-market delle riserve basata sul- la parallelizzazione dei diversi stadi del progetto (esplorazione, attività pre-fid e costruzione), il controllo dei rischi di progetto attraverso l’insourcing delle fasi critiche (quali l’ingegneria di dettaglio, la supervisione della costruzione e il commissioning) e l’approccio per fasi che consente di ridurre il capitale inattivo e l’esposizione finanziaria.
Grazie alle nuove scoperte e all’avanzamento nello sviluppo abbiamo rimpiazzato nel 2018 con nuove riserve certe orga- niche il 100% della produzione; su base all sources l’indice sale al 124%, mentre la media organica triennale è del 131%. A fine anno le riserve certe sono 7,2 miliardi di boe pari a un life index di 11 anni.
L’efficacia dello sviluppo realizzata attraverso un ridotto time-to-market e un approccio per fasi, unitamente al controllo dei costi hanno consentito di ridurre il breakeven dei progetti Eni in esecuzione complessivamente a 25 $/boe.
L’utile operativo adjusted E&P del 2018 è stato €10,85 miliardi, oltre il doppio del 2017 in presenza di un aumento del Xxxxx del 31%. La crescente incidenza di produzioni a maggiore valore ha consentito di generare $22,5 di cassa per barile e di conseguire in anticipo il target rispetto alla guidance del 2022.
Tutto il comparto downstream ha registrato risultati solidi, frutto del processo di turnaround implementato in questi cinque anni, che ha reso tali business sostenibili anche in presenza di scenari sfavorevoli.
G&P ha conseguito un utile operativo adjusted di €0,54 miliardi pari a oltre il doppio vs. il 2017 e in significativo aumento rispetto alla guidance comunicata al mercato. I driver di tale performance sono stati la ristrutturazione del portafoglio contratti long-term in grado di generare valore grazie alle flessibilità ad esso associate, le ottimizzazioni nel business power, nel trading e nella logistica e, soprattutto, la crescita del business GNL che ha raggiunto 8,8 MTPA di volumi contrattati (+70% vs. 2017). Lungo tutta la catena del valore abbiamo fatto leva sull’integrazione con l’upstream contribuendo ad accelerare le decisioni finali d’investimento dei progetti di sviluppo delle riserve gas. Importante anche il risultato del business retail ottenuto grazie alla valorizzazione del portafoglio clienti Europa cre- sciuto a 9,2 milioni di unità, all’efficienza della macchina operativa, alla digitalizzazione e automazione delle attività post vendita e al controllo del circolante.
Nel downstream petrolifero il principale driver del turnaround di questi anni è stata l’innovazione tecnologica grazie alla quale Eni è stata in grado di rilanciare siti produttivi strutturalmente deboli, riducendo l’esposizione alla volatilità del