La nostra Mission
Siamo un'impresa dell'energia.
Sosteniamo concretamente una transizione energetica socialmente equa, con l'obiettivo di preservare il nostro pianeta
e promuovere l'accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti.
Fondiamo il nostro lavoro sulla passione e l'innovazione. Sulla forza e lo sviluppo delle nostre competenze.
Sulle pari dignità delle persone, riconoscendo la diversità come risorsa fondamentale per lo sviluppo dell'umanità. Sulla responsabilità, integrità e trasparenza del nostro agire. Crediamo nella partnership di lungo termine con i Paesi e le comunità che ci ospitano per creare valore condiviso duraturo.
Obiettivi globali per lo sviluppo sostenibile
L'agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 Sustainable Development Goals (SDGs) che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento importante per la comunità internazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nei Paesi in cui opera.
Eni
Fact Book
2023
ENI IN SINTESI | 2 |
Principali dati | 4 |
Eni in borsa | 7 |
NATURAL RESOURCES | 10 |
EXPLORATION & PRODUCTION | 12 |
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO | 66 |
ENERGY EVOLUTION | 74 |
ENILIVE, REFINING E CHIMICA | 76 |
PLENITUDE & POWER | 94 |
ATTIVITÀ AMBIENTALI | 102 |
ALLEGATI | 105 |
TABELLE | 106 |
Dati economico-finanziari | 106 |
Personale | 122 |
Dati infrannuali | 123 |
Disclaimer
Il Fact Book Eni è un supplemento alla Relazione Finanziaria Annuale e fornisce informazioni finanziarie e operative integrative alla stessa. Il Fact Book contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements) relative a: piani di investimento, dividendi, acquisto di azioni proprie, allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evo- luzione 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 incer- tezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: possibili evoluzioni dei conflitti tra Russia e Ucraina e in Medio Oriente, 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 do- manda, 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 condi- zioni di business, l'azione della concorrenza.
2 FACT BOOK 2023
Eni in sintesi
"Il 2023 è stato per Eni un altro anno di eccellenti risultati, nonostante uno scenario incerto e volatile. Abbiamo conseguito ottimi risultati sia finanziari che operativi, progredendo nella nostra strategia di creazione di valore, di decarbonizzazione e di contestuale garanzia di stabilità e affidabilità delle forniture energetiche. Il nostro modello satellitare distintivo si conferma un'efficace leva nell'accelerazione della crescita di valore, contribuendo alla nostra performance in modo sostanziale. Abbiamo recentemente finalizzato l'acquisizione di Neptune che, con il suo portafoglio prevalentemente a gas, e sinergico ai nostri asset in Nord Europa, Indonesia e Nord Africa, costituirà un elemento chiave per i nostri piani di sviluppo. Nel 2023 abbiamo avviato nel rispetto dei tempi e dei budget i due rilevanti progetti Baleine in Costa d'Avorio e Floating LNG Congo (Fase 1). Grazie agli straordinari successi esplorativi in Indonesia e in altre geografie abbiamo confermato la nostra leadership nel settore; al tempo stesso abbiamo conseguito il massimo livello di produzione rispetto all'intervallo obiettivo annunciato. Il settore GGP ha realizzato risultati record facendo leva sulla qualità del portafoglio, azioni di ottimizzazione e favorevoli accordi contrattuali. La realizzazione di progetti a gas e a contenute emissioni è solo un aspetto del nostro piano di transizione, che ci vede anche impegnati nell'aumentare in maniera rilevante la presenza nel settore delle nuove energie. Enilive, attiva nei business dei biocarburanti e dei servizi di mobilità, ha ampliato la propria presenza internazionale attraverso l'acquisizione della partecipazione del 50% nella bioraffineria di Chalmette negli Stati Uniti e l'accordo di joint venture con LG Chem per la realizzazione di un nuovo impianto in Corea del Sud. Plenitude ha raggiunto i 3 GW di capacità rinnovabile. Entrambi i business già adesso assicurano un contributo economico di circa €1 mld di EBITDA ciascuno. Attraverso il recente accordo per l'ingresso nel capitale di Plenitude di un investitore istituzionale, abbiamo dato visibilità al valore di questo business stimato in circa €10 mld rafforzando l'accesso a mezzi finanziari incrementali a sostegno dei nostri piani di crescita. I risultati finanziari di Gruppo sono stati eccellenti con un EBIT proforma di circa €18 mld e un utile netto adjusted superiore a €8 mld. La generazione di cassa operativa con €16,5 mld su base adjusted prima dell'assorbimento del circolante ha assicurato un significativo surplus in aggiunta al sostanziale ritorno di cassa agli azionisti di €4,8 mld, mantenendo un rapporto di indebitamento di 0,2".
Claudio Descalzi CEO Eni
ENI
HIGHLIGHT 2023
MILESTONE STRATEGICHE
START-UP RILEVANTI NELL'UPSTREAM progetti Congo LNG e Baleine
con rapido time-to-market
SCOPERTA GENG NORTH
confermata la leadership esplorativa di Eni; accesso a nuovo importante hub del gas in Indonesia, grazie anche alle operazioni Chevron/Neptune
ACQUISIZIONE NEPTUNE
forte complementarietà con il portafoglio Eni
PLENITUDE
operazione EIP a supporto della crescita confermando il valore di Plenitude nonché la validità del modello satellitare
COSTITUZIONE ENILIVE
business focalizzato sulla mobilità sostenibile; offerta multi-energy e multiservizio. Sviluppo della bioraffinazione
ACQUISIZIONE DI NOVAMONT
driver della trasformazione in chiave bio di Versalis
CCS
accordi con il governo del Regno Unito per l'hub Hynet
SOLIDI RISULTATI
€13,8 MLD UTILE OPERATIVO ADJUSTED
significativa performance
€17,8 UTILE OPERATIVO PROFORMA MLD ADJUSTED
robusta performance del business
€8,3 MLD UTILE NETTO ADJUSTED seconda migliore performance a struttura attuale
€16,5 MLD ADJUSTED CFFO
robusta generazione di cassa sostenuta da €2,3 mld di dividendi dalle partecipate
€4,8 MLD REMUNERAZIONE AGLI AZIONISTI attrattivo remuneration yield
20% LEVERAGE
flessibilità finanziaria
ENI IN SINTESI | NATURAL RESOURCES | ENERGY EVOLUTION | ALLEGATI | 3 |
NATURAL RESOURCES
EXPLORATION & PRODUCTION
- produzione di idrocarburi: 1,66 mln boe/g nel 2023, +3% rispetto al 2022
- emissioni nette di GHG nell'upstream in calo del 10% vs. 2022
- maggiori produzioni in Algeria, ramp-up di Baleine e marcia regolare del Kazakhstan
- ~900 mln di boe di nuove risorse scoperte
- tasso di rimpiazzo all sources pari al 67% (73% su base triennale)
GLOBAL GAS & LNG PORTFOLIO
- continua ottimizzazione degli asset e attività di trading profittevoli
- upside positivi da rinegoziazioni e accordi
- volumi addizionali di gas equity dall'acquisizione di Neptune
- 6,5 mld di metri cubi/anno (a plateau) di volumi addizionali contrattualizzati di GNL dal Congo, Indonesia e Qatar
- conseguiti significativi incrementi rispetto alla guidance originale di €1,7 - €2,2 mld di utile operativo adjusted
ENERGY EVOLUTION
• 2023 EBITDA proforma adjusted: €0,9 mld | |
PLENITUDE | • 3 GW capacità installata (+36% vs. 2022) |
• 10,1 mln di clienti | |
• ~19.000 punti di ricarica veicoli elettrici | |
• 2023 EBITDA proforma adjusted: €1 mld | |
• capacità di bioraffinazione 1,65 mln ton/anno | |
ENILIVE | • secondo produttore di HVO in Europa |
• crescita delle forniture di agri-feedstock con iniziative in 8 Paesi | |
• ampliamento della presenza internazionale nella bioraffinazione | |
negli USA, Malesia e Corea del Sud | |
• lavorazioni delle raffinerie pari a 27,4 mln ton | |
• condizioni di mercato non riflesse completamente dal SERM, | |
RAFFINAZIONE | influenzato negativamente dal restringimento dei differenziali |
TRADIZIONALE | tra greggi e spread dei prodotti |
• continua robusta performance di ADNOC refining e distribuzione | |
di dividendi | |
• 2023 utile operativo adjusted di €-0,6 mld che riflette | |
VERSALIS | le eccezionali condizioni avverse di mercato |
• completata l'acquisizione di Novamont | |
• debole domanda e pressione competitiva |
4 FACT BOOK 2023 | ENI |
Principali dati
PRINCIPALI DATI ECONOMICO-FINANZIARI
(€ milioni) | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 |
Ricavi della gestione caratteristica | 93.717 | 132.512 | 76.575 | 43.987 | 69.881 | 75.822 |
di cui: Exploration & Production | 23.903 | 31.194 | 21.742 | 13.590 | 23.572 | 25.744 |
Global Gas & LNG Portfolio | 20.139 | 48.586 | 20.843 | 7.051 | 11.779 | 14.807 |
Enilive, Refining e Chimica | 52.558 | 59.178 | 40.374 | 25.340 | 42.360 | 46.483 |
Plenitude & Power | 14.256 | 20.883 | 11.187 | 7.536 | 8.448 | 8.218 |
Corporate e altre attività | 1.972 | 1.886 | 1.698 | 1.559 | 1.676 | 1.588 |
Eliminazione utili interni e altre elisioni | (19.111) | (29.215) | (19.269) | (11.089) | (17.954) | (21.018) |
Utile (perdita) operativo | 8.257 | 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
di cui: Exploration & Production | 8.549 | 15.963 | 10.113 | (610) | 7.417 | 10.214 |
Global Gas & LNG Portfolio | 2.431 | 3.730 | 899 | (332) | 431 | 387 |
Enilive, Refining e Chimica | (1.397) | 460 | 45 | (2.463) | (682) | (501) |
Plenitude & Power | (464) | (825) | 2.355 | 660 | 74 | 340 |
Corporate e altre attività | (943) | (1.956) | (863) | (563) | (688) | (668) |
Effetto eliminazione utili interni | 81 | 138 | (208) | 33 | (120) | 211 |
Utile (perdita) operativo | 8.257 | 17.510 | 12.341 | (3.275) | 6.432 | 9.983 |
Esclusione special item | 4.986 | 3.440 | (1.186) | 3.855 | 2.388 | 1.161 |
Eliminazione (utile) perdita di magazzino | 562 | (564) | (1.491) | 1.318 | (223) | 96 |
Utile (perdita) operativo adjusted(a) | 13.805 | 20.386 | 9.664 | 1.898 | 8.597 | 11.240 |
di cui: Exploration & Production | 9.934 | 16.469 | 9.340 | 1.547 | 8.640 | 10.850 |
Global Gas & LNG Portfolio | 3.247 | 2.063 | 580 | 326 | 193 | 278 |
Enilive, Refining e Chimica | 555 | 1.929 | 152 | 6 | 21 | 360 |
Plenitude & Power | 681 | 615 | 476 | 465 | 370 | 262 |
Corporate e altre attività | (651) | (680) | (640) | (507) | (602) | (583) |
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni | 39 | (10) | (244) | 61 | (25) | 73 |
di consolidato | ||||||
Utile (perdita) netto(b) | 4.771 | 13.887 | 5.821 | (8.635) | 148 | 4.126 |
Utile (perdita) netto adjusted(a)(b) | 8.322 | 13.301 | 4.330 | (758) | 2.876 | 4.583 |
Flusso di cassa netto da attività operativa | 15.119 | 17.460 | 12.861 | 4.822 | 12.392 | 13.647 |
Investimenti tecnici | 9.215 | 8.056 | 5.234 | 4.644 | 8.376 | 9.119 |
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi | 53.644 | 55.230 | 44.519 | 37.493 | 47.900 | 51.073 |
Indebitamento finanziario netto ante IFRS 16 | 10.899 | 7.026 | 8.987 | 11.568 | 11.477 | 8.289 |
Indebitamento finanziario netto post IFRS 16 | 16.235 | 11.977 | 14.324 | 16.586 | 17.125 | n.a. |
Leverage ante lease liability ex IFRS 16 | 0,20 | 0,13 | 0,20 | 0,31 | 0,24 | 0,16 |
Leverage post lease liability ex IFRS 16 | 0,30 | 0,22 | 0,32 | 0,44 | 0,36 | n.a. |
Capitale investito netto | 69.879 | 67.207 | 58.843 | 54.079 | 65.025 | 59.362 |
di cui: Exploration & Production | 51.534 | 50.732 | 47.949 | 45.252 | 53.358 | 50.358 |
Global Gas & LNG Portfolio | 1.119 | 672 | (823) | 796 | 1.327 | 1.742 |
Enilive, Refining e Chimica | 9.627 | 9.302 | 9.815 | 8.786 | 10.215 | 6.960 |
Plenitude & Power | 7.728 | 7.486 | 5.474 | 2.284 | 1.787 | 1.869 |
- Misure di risultato Non-GAAP.
- Di competenza azionisti Eni.
ENI IN SINTESI | NATURAL RESOURCES | ENERGY EVOLUTION | ALLEGATI | 5 |
PRINCIPALI INDICATORI DI MERCATO
2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
Prezzo medio greggio Brent dated(a) | ($/barile) | 82,62 | 101,19 | 70,73 | 41,67 | 64,30 | 71,04 |
Cambio medio EUR/USD(b) | 1,081 | 1,053 | 1,183 | 1,142 | 1,119 | 1,181 | |
Prezzo medio del greggio Brent dated | (€ barile) | 76,43 | 96,09 | 59,80 | 36,49 | 57,44 | 60,15 |
Standard Eni Refining Margin (SERM)(c) | ($/barile) | 8,1 | 8,5 | (0,9) | 1,7 | 4,3 | 3,7 |
TTF(d) | (€/MWh) | 41 | 121 | 46 | 9 | 13 | 23 |
PSV(d) | 42 | 122 | 46 | 10 | 16 | 25 |
- Fonte: Platt's Oilgram.
- Fonte: BCE.
- 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. Dal 1° gennaio 2024 il margine indicatore è calcolato con una metodologia aggiornata che riflette il nuovo assetto industriale, legato essenzialmente alla trasformazione del sito di Livorno e alle azioni di ottimizzazioni delle utilities, nonché le dinamiche evolutive del mercato dei greggi, incorporando una selezione sia ad alto che a basso tenore di zolfo. Il valore relativo all'esercizio 2023 è stato riesposto.
- In €/MWh. Fonte: ICIS European Spot Gas Markets.
PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE
Clima(a) | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
Net Carbon Footprint upstream (Scope 1+2)(b) | (milioni di tonnellate di CO2eq.) | 8,9 | 9,9 | 11,0 | 11,4 | 14,8 | 14,8 |
Net Carbon footprint Eni (Scope 1+2)(b) | 26,1 | 29,9 | 33,6 | 33,0 | 37,6 | 37,2 | |
Emissioni indirette di GHG (Scope 3) da utilizzo di prodotti venduti(c) | 174 | 164 | 176 | 185 | 204 | 203 | |
Net GHG Emissions (Scope 1+2+3)(b) | 200 | 194 | 210 | 218 | 241 | 240 | |
Net GHG Lifecycle Emissions (Scope 1+2+3)(b) | 398 | 419 | 456 | 439 | 501 | 505 | |
Net Carbon Intensity (Scope 1+2+3)(b) | (grammi di CO2eq./MJ) | 66 | 66 | 67 | 68 | 68 | 68 |
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2eq.) | 38,69 | 39,39 | 40,08 | 37,76 | 41,20 | 43,35 |
Emissioni indirette di GHG (Scope 2) | 0,73 | 0,79 | 0,81 | 0,73 | 0,69 | 0,67 | |
Emissioni dirette di metano (Scope 1) | (migliaia di tonnellate di CH4) | 39,1 | 49,6 | 54,5 | 55,9 | 65,3 | 104,1 |
Salute, Sicurezza e Ambiente(a) | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,40 | 0,41 | 0,34 | 0,36 | 0,34 | 0,35 |
di cui: dipendenti | 0,45 | 0,29 | 0,40 | 0,37 | 0,21 | 0,37 | |
contrattisti | 0,38 | 0,47 | 0,32 | 0,35 | 0,39 | 0,34 | |
Volumi totali oil spill (>1 barile) | (barili) | 12.822 | 6.139 | 4.408 | 6.824 | 7.278 | 6.687 |
di cui: da atti di sabotaggio | 5.094 | 5.253 | 3.053 | 5.866 | 6.245 | 4.022 | |
operativi | 7.728 | 886 | 1.355 | 958 | 1.033 | 2.665 | |
Prelievi idrici di acqua dolce | (milioni di metri cubi) | 124 | 116 | 117 | 112 | 127 | 117 |
Acqua di produzione reiniettata | (%) | 60 | 59 | 58 | 53 | 58 | 60 |
Innovazione | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
Spesa in R&S | (€ milioni) | 166 | 164 | 177 | 157 | 194 | 197 |
Domande di primo deposito brevettuale | (numero) | 28 | 23 | 30 | 25 | 34 | 43 |
Dipendenti | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | |
Exploration & Production | (numero) | 8.785 | 8.689 | 9.409 | 9.815 | 10.272 | 10.448 |
Global Gas & LNG Portfolio | 669 | 870 | 847 | 700 | 711 | 734 | |
Enilive, Refining e Chimica | 14.092 | 13.132 | 13.072 | 11.471 | 11.626 | 11.457 | |
Plenitude & Power | 3.018 | 2.794 | 2.464 | 2.092 | 2.056 | 2.056 | |
Corporate e altre attività | 6.578 | 6.703 | 6.897 | 7.417 | 7.388 | 7.006 | |
Totale Gruppo | 33.142 | 32.188 | 32.689 | 31.495 | 32.053 | 31.701 | |
- Ove non diversamente indicato, i KPI fanno riferimento a dati 100% degli asset operati/cooperati.
- KPI calcolati su base equity.
- Categoria 11 del GHG Protocol - Corporate Value Chain (Scope 3) Standard. Stimate sulla base della produzione upstream in quota Eni in linea con le metodologie IPIECA.
6 FACT BOOK 2023 | ENI |
Exploration & Production | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,30 | 0,35 | 0,25 | 0,28 | 0,33 | 0,30 | |
Riserve certe di idrocarburi | (milioni di boe) | 6.414 | 6.614 | 6.628 | 6.905 | 7.268 | 7.153 | |
Vita utile residua delle riserve certe | (anni) | 10,6 | 11,3 | 10,8 | 10,9 | 10,6 | 10,6 | |
Produzione di idrocarburi | (migliaia di boe/giorno) | 1.655 | 1.610 | 1.682 | 1.733 | 1.871 | 1.851 | |
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve | (%) | 69 | 47 | 55 | 43 | 92 | 100 | |
Profit per boe(d)(f) | ($/boe) | 14,5 | 9,8 | 4,8 | 3,8 | 7,7 | 6,7 | |
Opex per boe(e) | 8,6 | 8,4 | 7,5 | 6,5 | 6,4 | 6,8 | ||
Finding & Development cost per boe(f) | 26,3 | 24,3 | 20,4 | 17,6 | 15,5 | 10,4 | ||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2eq. ) | 22,9 | 21,5 | 22,3 | 21,1 | 22,8 | 24,1 | |
Volumi di idrocarburi inviati a flaring di routine | (miliardi di Sm³) | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 | |
Intensità emissiva di metano (m³CH4/m³ gas venduto) | % | 0,06 | 0,08 | 0,09 | 0,09 | 0,10 | 0,16 | |
Oil spill operativi (>1 barile) | (barili) | 143 | 845 | 436 | 882 | 985 | 1.595 | |
Global Gas & LNG Portfolio | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 1,15 | 0,56 | 0,51 | |
Vendite gas naturale | (miliardi di metri cubi) | 50,51 | 60,52 | 70,45 | 64,99 | 72,85 | 76,60 | |
di cui: in Italia | 24,40 | 30,67 | 36,88 | 37,30 | 37,98 | 39,17 | ||
internazionali | 26,11 | 29,85 | 33,57 | 27,69 | 34,87 | 37,43 | ||
Vendite GNL | 9,6 | 9,4 | 10,9 | 9,5 | 10,1 | 10,3 | ||
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2eq.) | 0,69 | 2,09 | 1,01 | 0,36 | 0,25 | 0,62 | |
Enilive, Refining e Chimica | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,75 | 0,81 | 0,80 | 0,80 | 0,27 | 0,56 | |
Capacità di bioraffinazione | (milioni di tonnellate/anno) | 1,65 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 1,10 | 0,36 | |
Produzioni vendute di biocarburanti certificati | (migliaia di tonnellate) | 635 | 428 | 585 | 622 | 256 | 219 | |
Quota di mercato rete in Italia | (%) | 21,4 | 21,7 | 22,2 | 23,2 | 23,6 | 24,0 | |
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa | (milioni di tonnellate) | 7,51 | 7,50 | 7,23 | 6,61 | 8,25 | 8,39 | |
Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo | (numero) | 5.267 | 5.243 | 5.314 | 5.369 | 5.411 | 5.448 | |
Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa | (migliaia di litri) | 1.645 | 1.587 | 1.521 | 1.390 | 1.766 | 1.776 | |
Capacità bilanciata delle raffinerie (quota Eni) | (migliaia di barili/giorno) | 528 | 528 | 548 | 548 | 548 | 548 | |
Emissioni dirette di GHG (Scope 1) | (milioni di tonnellate di CO2eq.) | 5,69 | 6,00 | 6,72 | 6,65 | 7,97 | 8,19 | |
Emissioni SOx (ossidi di zolfo) | (migliaia di tonnellate di SO2eq.) | 2,23 | 2,34 | 2,67 | 2,78 | 4,16 | 4,80 | |
Emissioni dirette di GHG/quantità lavorate in ingresso | (tonnellate CO2eq./migliaia di tonnellate) | 232 | 233 | 228 | 248 | 248 | 253 | |
(materie prime e semilavorate) dalle raffinerie | ||||||||
Produzioni di prodotti chimici | (migliaia di tonnellate) | 5.663 | 6.856 | 8.496 | 8.073 | 8.068 | 9.483 | |
Vendite di prodotti chimici | 3.117 | 3.752 | 4.471 | 4.339 | 4.295 | 4.946 | ||
Tasso di utilizzo medio degli impianti chimici | (%) | 51 | 59 | 66 | 65 | 67 | 76 | |
Plenitude & Power | 2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili) | (infortuni registrabili/ore lavorate) x 1.000.000 | 0,83 | 0,31 | 0,29 | 0,32 | 0,62 | 0,60 | |
Vendite retail e business gas | (miliardi di metri cubi) | 6,06 | 6,84 | 7,85 | 7,68 | 8,62 | 9,13 | |
Vendite retail e business energia elettrica a clienti finali | (terawattora) | 17,98 | 18,77 | 16,49 | 12,49 | 10,92 | 8,39 | |
Produzione termoelettrica | 20,66 | 21,37 | 22,31 | 20,95 | 21,66 | 21,62 | ||
Vendite di energia elettrica borsa/clienti liberi | 19,88 | 22,37 | 28,54 | 25,34 | 28,28 | 28,54 | ||
Punti di ricarica elettrica veicoli elettrici | (migliaia) | 19,0 | 13,1 | 6,2 | 3,4 | nd | nd | |
Capacità installata da fonti rinnovabili a fine periodo | (gigawatt) | 3,0 | 2,2 | 1,1 | 0,3 | 0,2 | 0,0 | |
Produzione di energia da fonti rinnovabili | (terawattora) | 3,98 | 2,55 | 0,99 | 0,34 | 0,06 | 0,12 | |
Emissioni dirette di GHG (Scope 1)(a) | (milioni di tonnellate di CO | eq.) | 9,36 | 9,76 | 10,03 | 9,63 | 10,22 | 10,47 |
2 |
- Relativo alle società consolidate.
- Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.
- Media triennale.
ENI IN SINTESI | NATURAL RESOURCES | ENERGY EVOLUTION | ALLEGATI | 7 |
ENI IN BORSA
DATI PER AZIONE
2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
Utile (perdita) netto(a)(b) | (€) | 1,40 | 3,95 | 1,60 | (2,42) | 0,04 | 1,15 |
Dividendo di competenza | 0,94 | 0,88 | 0,86 | 0,36 | 0,86 | 0,83 | |
Dividendi per esercizio di competenza(c) | (€ milioni) | 3.106 | 2,972 | 3.055 | 1.286 | 3.078 | 2.989 |
Dividendi pagati nell'esercizio | 3.046 | 3.009 | 2.358 | 1.965 | 3.018 | 2.954 | |
Cash flow(a) | (€) | 4,58 | 5,01 | 3,61 | 1,35 | 3,45 | 3,79 |
Dividend yield(d) | (%) | 6,2 | 6,5 | 7,1 | 4,2 | 6,3 | 5,9 |
Utile (perdita) netto per ADR(a)(b)(e) | ($) | 3,03 | 8,32 | 3,78 | (5,53) | 0,09 | 2,72 |
Dividendo per ADR(e) | 2,02 | 1,84 | 1,92 | 0,86 | 1,89 | 1,89 | |
Cash flow per ADR(a)(e) | (%) | 9,90 | 10,55 | 8,54 | 3,08 | 7,72 | 8,95 |
Dividend yield per ADR(d)(e) | 6,2 | 6,5 | 7,1 | 4,2 | 6,3 | 5,9 | |
Numero di azioni in circolazione a fine periodo(f) | (milioni) | 3.218,8 | 3.345,4 | 3.539,8 | 3.572,5 | 3.572,5 | 3.601,1 |
Numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio(f) | 3.303,8 | 3.483,6 | 3.566,0 | 3.572,5 | 3.592,2 | 3.601,1 | |
Total Share Return (TSR) | (%) | 23 | 16 | 52 | (34) | 7 | 5 |
- Interamente diluito. Calcolato sul numero medio delle azioni Eni in circolazione durante l'esercizio. L'ammontare in dollari è convertito sulla base del cambio medio di periodo rilevato dalla Reuters (WMR).
- Di competenza degli azionisti Eni.
- L'importo 2023 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.
- Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.
- Un ADR rappresenta 2 azioni. I dati di utile e cash flow in USD sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in USD sono convertiti al cambio di pagamento.
- Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
INFORMAZIONI RIGUARDANTI LE AZIONI
2023 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 | 2018 | ||
Prezzo per azione - Borsa di Milano | |||||||
Massimo | (€) | 15,70 | 14,53 | 12,75 | 14,32 | 15,94 | 16,76 |
Minimo | 12,16 | 10,64 | 8,20 | 5,89 | 13,04 | 13,33 | |
Medio | 14,06 | 12,81 | 10,56 | 8,96 | 14,36 | 15,25 | |
Fine periodo | 15,35 | 13,29 | 12,22 | 8,55 | 13,85 | 13,75 | |
Prezzo per ADR(a) - New York Stock Exchange | |||||||
Massimo | ($) | 34,19 | 32,49 | 29,70 | 32,12 | 36,17 | 40,09 |
Minimo | 25,80 | 20,44 | 19,97 | 13,71 | 28,84 | 30,00 | |
Medio | 30,42 | 27,04 | 24,98 | 20,28 | 32,12 | 35,98 | |
Fine periodo | 34,01 | 28,66 | 27,65 | 20,60 | 30,92 | 31,50 | |
Media giornaliera degli scambi | (mln di azioni) | 11,44 | 14,56 | 17,03 | 20,40 | 11,41 | 12,99 |
Controvalore | (€ milioni) | 160 | 187 | 179 | 178 | 164 | 197 |
Numero azioni in circolazione nell'esercizio(b) | (mln di azioni) | 3.303,8 | 3.483,6 | 3.566,0 | 3.572,5 | 3.592,2 | 3.601,1 |
Capitalizzazioni di borsa(c) | |||||||
EUR | (mld) | 49,6 | 47,5 | 44,1 | 31,1 | 50,3 | 50,0 |
US $ | 54,8 | 50,7 | 49,9 | 38,2 | 56,5 | 57,3 |
- Il rapporto di conversione tra ADR e azioni ordinarie è 1 ADR per 2 azioni ordinarie Eni.
- Con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.
- Prodotto del numero delle azioni in circolazione a fine periodo per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.
8 FACT BOOK 2023 | ENI |
INFORMAZIONI RIGUARDANTI I COLLOCAMENTI DELLE AZIONI
2001 | 1998 | 1997 | 1996 | 1995 | ||
Prezzi di collocamento | (€/azione) | 13,60 | 11,80 | 9,90 | 7,40 | 5,42 |
Numero di azioni collocate | (mln di azioni) | 200,1 | 608,1 | 728,4 | 647,5 | 601,9 |
di cui: per attribuzione bonus share | 39,6 | 24,4 | 15,0 | 1,9 | ||
Percentuale del capitale sociale(a) | (%) | 5,0 | 15,2 | 18,2 | 16,2 | 15,0 |
Incasso | (€ milioni) | 2.721 | 6.714 | 6.869 | 4.596 | 3.254 |
(a) Riferita al capitale sociale al 31 dicembre 2023.
ANDAMENTO DELLE QUOTAZIONI DELL'AZIONE ENI SULLA BORSA DI MILANO
(31 Dicembre 2020 - 3 maggio 2024)
€
17
15
13
11
9
7
5
2021 | 2022 | 2023 | 3 maggio | ||
2024 | |||||
Eni | FTSE MIB indicizzato alla quotazione dell'azione di Eni | Euro Stoxx 50 indicizzato alla quotazione dell'azione di Eni | |||
Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG.
ANDAMENTO DELLE QUOTAZIONI DELL'ADR ENI SULLA BORSA DI NEW YORK
(31 Dicembre 2020 - 3 maggio 2024)
US $
40
30
20
10
2021 | 2022 | 2023 | 3 maggio | |
2024 | ||||
Eni | S&P 500 indicizzato alla quotazione dell'ADR Eni | |||
Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG.
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Eni S.p.A. published this content on 15 May 2024 and is solely responsible for the information contained therein. Distributed by Public, unedited and unaltered, on 15 May 2024 14:39:05 UTC.