Eni

Annual Report • Jun 12, 2019

ALL. "D" ROGITO 23554 Eni Relazione Finanziaria Annuale 2018 0

PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI

		CONS	COUP	CULD
Ricavi della gestione caratteristica	E milioni)	75.822	66.919	55.762
Utile (perdita) operativo		9.983	8.012	2.157
Utile (perdita) operativo adjusted[1]		11.240	5.803	2.315
Utile [perdita] netto adjusted alla		4.583	2.379	(340)
Utile (perdita) nettolal		4.126	3.374	(1.051)
Utile [perdita] netto - discontinued operations[8]				(413)
Utile [perdita] netto di Gruppo® [continuing e discontinued operations]		4.126	3.374	(1.464)
Flusso di cassa netto da attività operativa		13.647	10.117	7.673
Investimenti tecnici		9.119	8.681	9.180
di cui: ricerca esplarativa		463	442	417
sviluppo riserve di idrocarburi		6.506	7.236	7.770
Dividendi per esercizio di competenzala		6889	2.881	2.881
Dividendi pagati nell'esercizio		2.954	2.880	2,881
Totale attività a fine periodo		118.373	114.928	124.545
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi		51.073	48.079	53.086
Indebitamento finanziario netto		8.289	10.916	14.776
Capitale investito netto		59.362	58.995	67.862
di cui: Exploration & Production		50.358	49.801	57910
Gos & Power		3.143	3.394	4.100
Refining & Marketing e Chimica		7.371	2440	6.981
Prezzo delle azioni a fine periodo	(€)	13,8	13,8	15,5
Numero medio ponderato di azioni in circolazione	(millioni)	3.601,1	3,601,1	3.601,1
Capitalizzazione di borsalia	(€ miliardi)	50	50	દિદ

2040 2047 2047

[a] Misure di risultato Non-GARP
[b] Disompetenza azionisti Eni.
[c] Limparto 2018 [relativamente al saldo del dividendo] è stimato.
[d] Prodorto delle azioni in circolazion

PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI

		2018	2017	2016
Utile (perdita) netto
- per azionela)	(€)	1.15	0,94	(0,29)
· per ADRIAJIAJ	({}	2,72	2,12	(0,65)
Utile [perdita] netto adjusted
· per azionelo)	(€)	1,27	0,66	(0,09)
- per ADRiales	({}	3,00	1,49	(0,20)
Cash flow
- per azionelul	(€)	3,79	2,81	2,13
- per ADRIAL	(\$)	8, ac	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)	(제	4.8	(5,6)	19,2
Pay-out		72	85	(197)
Dividend yieldig		5,9	5.7	5,4

(b) Un ADR rappresenta due azioni.
(c) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.

DIPENDENTI

НЕСЕСТЕРИОТ ПОДЕЛИ ПОСРЕДНИК ПРОДОЖДА ПОДЕЛЕНИЕ ПРОДЕЛЕНИЕ ПРОДЕЛЖЕН РЕДИЦИ ПРОДИЛИ ПРОДИЛИ ПРОДИЛИ ПРОДЕЛИ ПРОДОБИЛЬНОГО ПРОДОБОДНИКА ПРИЗОРИСТИ ПРОДОВОД ПОДРЕДНИКА ПРИЗОРИС	(numero)	2018	2017	SOTE
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 Comments of the continue partify a free a minute to comments of the comments of the manufacture of the		31.701	32.934	33.536
- 6.6
INNOVAZIONE
		2018	2017	2016
Spesa in R&S	(€ milioni)	197	185	161
Domande di primo deposito brevettuale POSTED POSTED POSTED ALL WARE ALL STERN STATIS STATUS STATUS STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE STORE	(numero)	43	27

8 3 9 4 2 493

SALUTE SICUREZZA E AMBIENTE		2018	2017	SONE
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	[infortuni registrabili/ore lavorate] x 1.000.000	0,35	0.33	0,35
di cui: Exploration & Production		0,30	0,28	0,34
dipendenti		0,29	0,23	0,34
contratisti		0,30	0,30	0,34
Gas & Power		0,56	0,37	0,29
dipendenti		0,34	0,45	0,28
contratusti		0,99	0,23	0,31
Refining & Marketing e Chimica		0,56	0,62	0,38
dipendenti		0,49	0,56	0,44
contrattisti		0,62	0,69	0,32
Corporate e altre attività		0,53	0.41	0,50
dipendenti		0,55	0,21	0,40
contratusti		0,48	1,00	0.76
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO,eq)	43,35	43,15	42,15
di cui: CO, equivalente da combustione e da processo		33,89	33,03	32,39
CO, equivalente da flaring		6,26	6,83	5,40
CO, equivalente da venting		2,12	2,15	2,35
CO, equivalente da emissioni fuggitive di metano		1,08	1,14	2,01
Emissioni dirette di GHG - Exploration & Production		24,06	24,02	22,46
Emissioni dirette di GHG - Gas & Power		11,08	11,30	11,17
Emissioni dirette di GHG - Refining & Marketing e Chimica		8,19	2,85	8,50
Volume di idrocarburi inviati a flaring - upstream	[miliardi di metri cubi]	1,9	2,3	1,9
Volumi totali oil spill [>1 barile]	(barili)	6.362	6.559	5.913
di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo		3.697	3.236	4,682
operativi		2.665	3.323	1.231
% di acqua di formazione reiniettata - upstream	(2)	60	ਵਰੋ	28
Acqua di falda trattata da TAF e utilizzata nel ciclo produttivo o reiniettata in falda	(milioni di metri cubi)	4,8	4,2	3,2
% acqua di falda utilizzata nel ciclo produttivo o reiniettata rispetto al totale acqua di falda trattata	(3)	21	21	17
Energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili	(GWh)	19,3	16,1	13,5
% rifiuti recuperati rispetto ai rifiuti recuperabili [Sundial]	(黑)	58	48	30

DATI OPERATIVI		2018	2017	2016
EXPLORATION & PRODUCTION
Produzione di idrocarburi	[migliaia di boe/giorno]	1.851	1.816	1.759
Riserve certe di idrocarburi	(millioni di boe)	7.153	065's	7.490
Vita utile residua delle riserve certe	(anni)	10,6	10,5	11
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	12	100	103	193
Profit per boel)	(\$/boe)	9,3	8,7	2,0
Opex per boelb)		6,8	6,6	6,2
Finding & Development cost per boeld		10.4	10.4	13,2
GAS & POWER
Vendite gas mondo	[miliardi di metri cubi]	76,71	80,83	86,31
di cui: in Italia		39,03	37,43	38,43
Internazionali		37,68	43,40	47,88
Vendite GNL		10,3	8,3	8,1
Capacità installata centrali elettriche	(GW)	4,7	4,7	4.7
Energia elettrica prodotta	(terawattora)	21,62	22,42	21,78
Vendite di energia elettrica		37,07	35,33	37,05
REFINING & MARKETING E CHIMICA
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa	[milioni di tonnellate]	8,39	8,54
Quota di mercato Rete in Italia	(2)	24.0	24,3	243
Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo	(numero)	5.448	5.544	5.622-1
Lavorazioni in conto proprio	(milioni di tonnellate)	23,23	24,02
Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa	(migliaia di litri)	1.776	1,783	742
Capacità bilanciata delle raffinerie	(migliaia di barilli/giorno)	548	548	248
Capacità delle bioraffinerie	[migliaia di tonnellate/anno]	0996	DSBE	360
Produzione di biocarburanti	(migliaia di tonnellate)	219	206	191
Produzioni di prodotti petroichimici	(migliaia di tonnellate)	9.483	8.955	8.809
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici	('2)	76	73

(a) Relativo alle società consolidate.
[b] Include la quota Eni delle joint venture e collogate valutate con il metodo del patrimonio netto.
[c] Media triennale.

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Indice

2 | RELAZIONE SULLA GESTIONE

Altività	N
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	50
Gas & Power	50
Refining & Marketing e Chimica	ਵੇਵ
Corporate e altre attivita	61
Commento ai risultati e altre informazioni
Commento ai risultati economico-finanziari	દિવે
Commento ai risultati economico-finanziari di Eni SpA	87
Fattori di rischio e incertezza	ਰੇਵੇ
Evoluzione prevedibile della gestione	109
Dichiarazione consolidata di carattere non finanziano (DNF)	110
Altre informazioni	140
Glossario	141

143 | BILANCIO CONSOLIDATO

265 | BILANCIO DI ESERCIZIO

343 | ALLEGATI

83942/195

Eni Relazione Finanziaria Annuale 2018

Disclaliner

La Feltzione Financialis Annuale continent (forvard-toning sutemens), in particolars nella sezione "Ereluzione "Ereluzione prevedible della gestion di investment, dividenti, allassi di case i uuri general della gestion, evoluzione della succura inanze gestionali i uture, delective i i crescia produzioni e delle rendite ed escozione del progetti. Partements hanno partero netwa una componente di rischiesche o di norrezza perché digendone del v ci eventi e sriuppi futuri. I risutati efferire in misura enche significativa rispetto a quelli eneunciali in elezione

a vra mot espicita di fattri, za cul l'avvie effecimenti di perodio e di gos naurale, la capacità del managen.en nell'esecuzione de ipie i indostiale e l'avous nelle caracie commercial, l'evoluzione lusure dell'offerta e del prezi del petrolio, del gra naurale e sei prodoti perrollieri, ia perfumance aperative allerine, le perfumanc macueconomil, fattori geoplitici quelli e tansazionili e l'instabilità socio-phito e i mutamenti del padro economico e normativo in restil del Pael or quali del Pael or (ulle rimpetto este reglismentazioni degli idreserion, del senze e bellinogic elettoria e in marsia ambientale, il successo nella svilogos e nellaçõicazione di nuove iecologo. cambierenti rele spacalive depli stalabolere alle condizioni di business, l'azione della contorrenze. Per Eus intonde Enl Spa e la imprese incluse nell'ore di consolidemento.

Assembria ordinaria degli azionisti del 14 maggio 2019.

L'estranto dell'evviso di corriocazione à stato pubblicato su "Il Sole 24 ora" a "Financial Times" del 5 aprile 2013.

83942 496 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 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 e attivita di trading. Le disponibilità sono assicurate dalle produzioni di petrolio e gas upstream, 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.

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 processo 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.

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 valorizzazione 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 posizionamento 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 diversificazione 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.

APPROCCIO RESPONSABILE E SOSTENIBILE

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 sostenibilità 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 partnership 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
	MODELLO OPERATIV ER L'ECCELLENZ	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	4 28.404 0 City 8 304520 0
		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	Carrier and
		RIDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI	Eni promuove l'uso efficiente delle risorse naturali e la tutela delle aree protette e rilevanti per la biodiversità, identificando potenziali impatti e azioni di mitigazione	· Br » 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 promuoveme 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	4 223 10 manus (금)
		TRASPARENZA E INTEGRITA NELLA GESTIONE DEL BUSINESS	Eni svolge le proprie attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà, integrità e nel rispetto delle leggi	· Adesione ad ElTI(3) dal 2015 · 8 Paesi in cui Eni supporta l'EITI Multistakeholder group · 32 audit con verifiche anti-corruzione
	PERCORSO DI ARBONIZZAZIONI	CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CLIMATICO	Eni ha definito la strategia di decarbonizzazione integrata nel proprio modello di business, che si sviluppa in azioni di breve, medio e lungo termine per favorire la transizione energetica	· 20% indice di emissione upstream per barile prodotto vs. 2014 · 16% volume di idrocarburi inviato a flaring di processo vs. 2014 · ·66% emissioni fuggitive di metano upstream vs. 2014 · Net zero carbon footprint sulle emissioni dirette delle attività upstream valorizzate in equity al 2030	1000 a market 12 more 8 0 3 3 Section 11 races
0 PROMOZIONE DELLO	SVILUPPO LOCALE: MODELLO DI COOPERAZIONE	SVILUPPO LOCALE ATTRAVERSO PARTNERSHIP PUBBLICO PRIVATE	A supporto dello sviluppo locale Eui promuove interventi qi accesso all'energia, diversificazione economica, educazione e formazione, accesso all'acqua e all'igiene, salute anche attraverso partnership pubblico private	· €94,8 millioni per il Community Investment · Siglata partnership con UNDP e FAO	4 1602 Phones MA 11 17 235 1 10 minds a
		INNOVAZIONE TECNOLOGICA	Eni investe in nuove soluzioni che possano aumentare l'efficienza e la sostenibilità delle attività, abbattendone costi e l'impatto ambientale	· Investiti €197 millioni per la ricerca e lo sviluppo tecnologica [+7% vs. 2017] · 43 domande di primo deposito brevettuale di cui 13 depositi sulle fonti rinnovabili	STATUSTURE 12 million 8 ට CO 13 2222 7 200 48

[a] Estactive Industries l'angarency Initative giobale per promuovere un uso responsibile e trasparente delle risose linanziarie generativa.

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;

-> saciali:

-> attinenti al personale;

-> attinenti al rispetto dei diritti umani;

-> attinenti alla lotta alla corruzione.

La rendicontazione di tali temi e gli indicati 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 Franework 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 i 17 Sustainable Development Goals (SOGs) che rappresentano obiettivi comuni di svilupo 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.

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LETTERA AGLI AZIONISTI

EMMA MARCEGAGLIA Presidente

CLAUDIO DESCALZI Amministratore Delegato

I risultati di Eni nel 2018 sono stati eccellenti sia nell'ottimizzazione dei portafoglio esistente, sia nel suo potenziamento per il futuro. Alia base di questi successi il processo di profonda trasformazione della società avviato nel 2014 grazio al quale oggi Eni, dopo gli anni dei downtura petrolifero, è sostenibile finanziariamente e resiliente alla volatilità dello scenario come mai nei passato.

Oiversi 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 riset ve d'idrocarburi, l'efficienza delle operations, la riduzione del breakeven nei business downstream e fa disciplina finanziaria nello spending.

Gli effetti sono stati malla massimizzazione dell'integrazione tra i business per cogliere sinergio e opportunità di crescita e dal rostro impegno nella promozione dello sviluppo locate e nella utella anbiente. Alla base di tutto questo ci sono i nostri asset intangibili: tecnologie, competenze e know-how non solo abbiamo otsimizzato il portafoglio esistente, ma abblamo attuato ana strategia di diversiticazione geografico e di migliore bilancamento del portafoglio lungo la catens del valore attraverso una farte espansione in Medio Oriente dove nel giro di pochi mesi abbiamo costiluito un hub di actività upstream d'eccellenza e acquisito una capacità di raffinazione con grandi prospettive di redditività realizzando uno Joint Venture strategica con ADNOC la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi.

In questi anni grazie alla rigorosa implementazione delle nostre lineo guida strategiche siamo stati in grado di coniugare crescita, ritorni e solidità patrimoniate: nel 2018 abbiamo raggiunto il fivelto productivo record di 1,85 milioni di besigiorno, con una cash noutrality di 52 S/barile per la copertura dei capex e del dividendo rispetto alla baseline 2014 di 114 S/0gde Nel contempo abbiamo ridotto l'indebitamento finanziario netto a €8,3 millardi, con un leverage di 0,16 al migiria degli uttimi dodici anni e uno dei migliori dell'industria, dopo aver distribuito nel quinquennìo dividendi per cassa garis a C Disc miliardi nel contesto di uno scenarlo perrolifero sfidante.

fri questi anni, il motore di crescita e di generazione di casso della E&P è stato innanzituito l'espiorazione. Re anno consecutivo Eni si è qualificata migliore società esplorativa del settore, a dimostrazione dell'eccellenza dell'eno stre scoperte e della validità della strategia di "dual exploration model", che prevede l'ingresso negli asset e politiativi con elevativaring interest per manetizzare celemente le risorse actraverso la diluizione della partecipázione, pennenendo l'aperatorship delle iniziative. Dal 2013 a oggi it dual exploration model ha consentito a Eni di incassare inte \$10 miliardi relativi in particolare alla ditulzione della quota di partecipazione nei megaprogetti a gas di Zohr in Egitty e Airea 4 in Mozambico. Grazie al dual exploration model sono state realizzate alieanze strategiche come quelle deffrite dogli accordi firmati a marzo 2018 per la cessione del 10% in Zohr ad 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 Arabo Uniti. Dal 2014 a oggi abbiamo scoperto circa 5 miliazdi di boe; in particolare nel 2018 abbiamo aggiunto 620 milioni di

boe di nuove risorse a costi competitivi. Inoltre sempre nel quinquemio abbiamo rimpiazzato con riserve proved dire il 130% della produzione cumulata del periodo.

L'altro ariver di crescita è stato il rafforzamento del portafoglio della nostra E&P in vista della diversiticazione geografica, a partire dolla creazione di una forte presenza in Hedio Drichte attraverso alleanze strategiche come quella in Abu Dhabi rafforzata con l'assegnazione a Eni del 25% nella concessione di Ghasha, un megaprogetto a gas di cui assuraremo la leadership tecnica con avvio previsto a fine piano e target productivo di 1,5 5cfg, Abbiamo potenziato la piattaforna productiva in Norvegia con la fusione tra la nostra consociota Eni Norge e Point Resources, che la dato vita alla joint venture Var Energi {quota Eni 69,6% }, società indipendente leader nell'Upstream in Norvegia con un target produttivo di 250 mila bo e giorno atteso nel 2023. Anche il relosadio esplorativo è stato atusto nell'arribito della strategia di espansionale, purtando ad asset materiali a elevata equity localizzati in aree strategiche: innanzituto in Medio Driente dove abbiomo acquisito sette nuove aree esplorative per un totate 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'offshare che promettoro sinergie con il progetto Ghasha, nell'Oman con la firma dell'EPSA relativo al Blocco 47 rell'ersivato di Sinarjah dove siamo entrati in tre blocchi onshore e nel Regno del Bahrain con l'acquisizione del Ellocco 1 in un bacino offshore inesplorato. Nel 2018 attri asset esplorativi di grande interesse sono stati a cibano, Masico, Maska, Maraco, Indonesia e Mozambico dove sono sono soti a Spi i silitti su di un'area offshore di 5 mifa km², bilanciando tali acquisizioni con lo swap di licenze esplarative in Messico con Lukoil (farm-in del VOS del PSC di Area 12 ) e la diluizione dell'interest nell'occo esplorativo offishore Nour in Egitto (45% a BPMubadala).

Nel 2018 la produzione ha stabilito un nuovo record a 1,85 milieni di boefgiorno (+2,5% vs. 2017 a prezzi costanti) grazie ai cinque start-up programmati -- Wafa compression e Bahr Essalam fase 2 in Libia, OCTP fase gas in Ghana e Ochigufu e Vandumbu in Angola -, al raggiongimento del record produtivo in lina e soprattutto grazie allo straordinario successo nel ramp-up di Zahr dove abbiamo conseguito il primo target produtivo di oltre 2,1 befre con nove mesi oi anticipa rispetto ai programmi e abbiamo rivisto al rialzo l'obiettivo a 3,2 lock/z. Complessivamente gli avvil e i ramp-up del 2028 hanno contribuito con 300 mila boo/giorno al plateau dell'esercizio, La crescita futura serà sostenuta dalle sei decisiuni finati d'investimento prese nell'anno relative ai prozetti 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, Nene fase 2 in Congo e Cabaca in Angola. Infine registriamo progressi fondamentali verso la desiscone finale d'investimento relativa alla prima fase del megaprogetto Rovune la progettazione e costruzione di due treni di liquefazione del gas naturale da 7,5 ailioni di tonnellate di GNL/anno ciascuno, grazie agli impegni d'acquisto di lungo termine del GNL ottencti dai partner di Area 4.

I risultati della sviluppo sono il frutto della nostra strategia di riduzione del time-so-market delle riserve basata sulta parallelizzazione dei diversi stadi del progetto (esplorazione, attività pre-fid e costruziono), il controllo dei rischi di progetto attraverso l'insourcing delle fasi critiche (quali l'ingegneria di dettaglio, la supervisione 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 nella sviluppo abbiamo rimpiozzato nel 2018 con nuove riserve certe organiche II 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 attroverso vo, ridatto time-to-market e un approccio per fasí, unitamente al controllo dei costi hanno consentro di ridure Il breakeven dei progetti Eni in esecuzione complessiva mente a 25 \$/boe,

Lutile operativo adjusted E&P del 2018 è stato €10,85 miliardi, oltre il doppio dei 2017 in presenza di un aumento del Brent del 31%. La crescente incidenza di produzioni a maggiore valore ha consenzio di generare \$22,5 di cassa per barile e di conseguire in anticipa il target rispetto alla guidance del 2022.

Tutto il comparto downscrearn ha registrato risultati solidi, frutto del processo di turnaround impiementato 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 seati la ristrutturazione del portafoglio contracti 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 abbiomo fatto leva sull'integrazione con l'upstream contribuendo ad accelerare le decisioni finali d'investimento del progetti di sviluppo delle riserve gas. lmocrtante anche il risultato del business retail ottenuto grazione del portafoglia clienti Europo cre sciuto a 9,2 milioni di unità, all'eficienza della macchina operativa, alla digltalizzazione e automazione delle attività post vendita e al controllo del circolante.

Nel downstream petrolifero il principate driver del turnaround di questi anni è stata l'innovazione lecnologica grazie alla quale Eni è stata in grado di rilanciare siti produttivi strutturalmente debali, riducendo l'esposizione alla volettifità del

Fireantin

83842503

costo della carlca petrolifera. Inoltre da oggi si apre una nunva fase di crescita per lo nostra raffínazione grazio all'acquisizione strategica del 20% della raffineria di Ruwais in Abu Dhabi del valore di \$3,3 millardi, che ci dà accesso a una delle migliori opportunità di esparato sul mercato in termini di efficienza e redditività. L'aquisizione consente di incrementare di clica il 35% la nostra capacità di raffinazione e di misura significativa le prospettive di redditività riducendo il margine di breakeven da 3 \$/barile dal 2020 e fina a 1,5 \$/barile al completamento dei progetti di vograding della racineria, portando la capacità di conversione a circa 1,1 milioni di barilli/giorno al 2023. Ulterlore valore sarà estratto grazie alla costituzione con i partneria di una joint venture di trading con l'obiettivo di cogliere opportunità commerciali in Europa, Medio ed Estremo Oriente ed Africa.

Nel 2018, nonostante la scenario sfavorevole, R&M ha conseguto un utile operativo adjusted di € 390 milioni e un surplus di cassa dopo aver finanziato i capex dell'escrizio, grazie agli eccellenti risultati dei marketing, al confributo dei margini delle lavorazioni "grech" e alle azioni di ottimizzazione e flessibilizzazione delle cariche.

Anche in Versalis la leva tecnologica è stata il driver della creazione di valore con lo sviluppo del business green chemicals e delle specialties che hanno consentito di ridure it peso in portafoglio delle commodity plassiche, esposte alla volatilità del ciclo. In tale ambito, nel 2016 è stata avviata la nuova unità di produzione di elastomeri EPOM di atta gamma destinati all'industria automobilisiza, finalizzata l'acquisizione del gruppo Mossi & Shisolli relative a tecnologio e processi biochimici basati sull'utilizzo di foni rinnovabili da biomasse e la costituzione della joint venture con Mazrui Energy Services in Media Driante per la commercializzazione di prodotti specialistici per l'industria DI & Gas a tecnologia Versalis. Nel 2018, in uno scenario particolarmente sfavorevore per la petrolichimica, Versalis grazie alla ristrutturazione del business ha conseguito un risultato sostanzialmente a breakeven.

L'integrazione è alla base dello sviluppo del business della divisione New Energy Solutions che nel 2018 ha completato e mosso in maicia tre impisati i fissemini in Sardegno, ununda a Gela e una presso il Green Data Center) nell'arnbito del Progetto Italia, l'iniziative che Eni starealizzando allo scopo di volorizzare, in ottica sostenibile, le proprie arce industriali dismesse, in particolare nel Mezzogio:no.

All'estero è stato avviato in Algeria l'impianto solare da 1D MV presso il giocimento a din Bir Rebaa North, operato congiuntamente da Eni e Sonatrach, che renderà natosufficiente dal punto di vista energetico l'artività upstream ed è stato avviato il cantiere per la realizzazione del parco eclico da 50 MW presso Sadamsha in Kazakhstan, per la fornitura dell energia rinnovabile al Pacso.

La crescita dei nostri business è sempre più improntata alla sostenibilità di lungo termine. L'attenzione ai temi del cambilia mento climatico è parte integrante delle nostre strategie industriali, presente ancie valutazione dei progetti d'investimento che devono essere sostenibili in uno scenario low catano. I progressi fin qui raggiunti nell'evoiuzione del nostro modello di business si fondono su una chiara strategia di decarbonizzazione che si caratterizza per il costante impegno nel perseguire la massima efficienza operativa e trovare sntuzioni innovasive e tecnologishe per favorire la transizione chergetica e ridurre le emissioni, che fanno seva anche su progetti di economia circotare e offiset carbonico.

Nel 2018 abblamo conseguito risultati significativi interna d'intensità emissiva GHG degli asset operati del settore ERP che, con un valore di 21,44 tC0 eq/mg/boe, rappresenta una riduzione del 20% rispetto alla uaseline 2014 ed in linea con il target di riduzione del 43% al 2025 comunicato al mercato,

Anche il turnaround del business downstream è parte fondante di crescita di crescita di l'ingo termine, disegnato sulla riconversione "green" dei siti meno competitivi, per Jame nuova vita in ottica low carbon, attraverso i'utilizzo di un feedstock rinnovabile e l'impiego crescente di materie prime costituite da scarti alimentari, rifiuti urbani e materis prime seconde, alternative ai feedstack tradizionali ed in linea con i principi di economia circolace.

Con l'obiettivo di ottimizzare le risorse lungo il cido di vita, Eni ha avviato progetti di eco-design ed indire siamo impegnati nello sviluppo di tecnologia per il riciclo chinico-fisico e meccanico dei polimeri a fine uso, come ad esempio, il riusillzza del polistirene espanso per l'isolamento termico. Questi progetti sono condotti sia attraverso la ricerca interna sia in partnership e collaborazione con associazioni/consorzi. Partnership di più ampio respiro sono state costituite son la società per tiffera di stato dell'Indonesia, Pertamina, e in Italia con la Coldiretti per applicazioni su larga scala delle tecnologie Eni di valorizzazione delfe biomasse e dei rifiuti.

Al centro dei nostri valori vi è l'impegno per promuovere e migliorare l'accesso all'energia specialmente pel continente no in base al modello di business "dual flag", di cui è esempio il progetto OCTP in Ghana che prevede la fornitura del gas ens ty prodatto dal hostro investimento al Paese, contribuendo allo sviluppo socio-economico locale, faceri in Alty saranno sostenuti e ampliati grazie alla prestigiosa collaborazione con l'UKDP (Mited Nations Development Programp con il quale nel settembre 2018 è stata sancita una partnership per migliorare l'accessibilità all'energia sosteriture in Africa e per contribuire al raggiungimento de Sustainable Development Goals (50Gs) delle Nazioni Unite. La prima fase della callaborazione nguardera ben dieci Paesi africani dove sa l'energia sostenibile contribuendo al conseguisato di quattro depli SDGs delle Nazioni Unite, in particolate il numero 7 sull'energia accessibile e pulita. La prima di questo genere tra l'UNDP e una compognia energetica globale a festimonianza della credibilità delle nostre strategie.

Infine, la nostra performance in tema di sicurezza sul luogo di lavoro si conferma all'interno del range più contenuto della media dell'industria con un Total Recordable Injury Rate (fRIR) di 0,35 nel 2018.

f risultati finanziani dell'anno sono stati eccellenti. Little operativo adjusted è stato e 11,24 miliardi, l'utile netto adjusted E4,58 miliardi, entrambi quasi raddoppiati repetto al 2027 in uno scena in visto le quotazioni del Brenc apprezzanti del 31% a dimostrazione della capacità del nostro modello di increare extravalore quando le condizioni di mercato sono favorevoli. I driver dell'anno sono stati la solida performance di E&P (-110%) e la ripresa di G&P (-124%). Positivo anche il cantributo del downstream a firmica nonostarte il sensibile deterioramento dell'e condizioni di mercato. Allo scenario Brent di ?1 \$/osile, nel 2018 la gestione ha generato circo € 13,45 miliardi che unitamento alle variazioni positive del circolante associato all'attività d'investimento di €0,9 millardi [the include l'incasso delle rate prezzo differite delle cessioni di quote di ?phr nel 2017 ha consentito di finanziore i capax di € ? 94 miliardire il pagamento di €2,95 miliardi di dividendi per cassa con un surplus di circa €3,5 miliardi, Applicando la sensitàvita Eni di vainazione di €0,19 miliardi di cash ilow per ogni dollar di variazione del prezzo del Brent, si ottiene che la gestione ha coperco i fabiliso per invostimenti e per it dividendo allo scenario di circa 52 Scarile, che si ridetermina in 55 Si carile escludendo dai cash-in l'incasso delle rate prezzo (€450 milioni) delle dismissioni di Zahr eseguite nel 2017, virca componente nen arganita del calcolo, l'indebitamento finanziario notto è sceso a €6,3 miliardi con un leversge del 16%, 7 punti percentuali in meno risperto al 2017, mentre la redditività del capita e investito è quasi raddoppiata all'8,5% (vs. 4,7%).

STRATEGIE E OBIETTIVI

Considerata la volatilità del prezzo del petrolio, manteniano un approccio rigoroso nella selezione degli investimenti. Allo scenario Brent di lungo termine di 70 \$/harite, prevediamo per il prossimo quadriennio una manavra di spesa organica di circa €33 miliardi in leggera croscita il piano precedente. La manovra capex è directa per circo 100% all'esplorazione e sviluppo delle riserve di idrocarburi e per il 9% affa erescita dei business green, in particolare della capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, investimenti di decarborizzazione e lo sviluppo di finizistive di economia circolare orientate alla valorizzazione di rifruti e Liomasse per estrame nuova energia, nuovi prodotti o materiali e a dare nuova vita ad asset dismessi o bonificati,

Le línee guida strategiche deila E&P sono la valorizzazione e crescita del portafogio esplorativo e la massimizzazione della generazione di casa. Il cash flow sarà sostento dalla forte crescità produttiva. Al 2022 preveditamo una produzione di 2,13 milioni di boc/giorno con ispondente a un tasso modio d'incremento nel 3,5% interamente per vio organica. Gli avvi e i ramp-up del piano contribuirano a tale oblettiva con circa 650 mila boe/giorno. I nuovi progetti sono ben distribuiti dal punto di vista geografico: Messico con l'avvio di Are 1, Indonesia con Merakes, tralia, gli upgrading/muove fasi di aree In groduzione in Egitto, Algeria, Congo e Angola, le iniziative in Norvegia e, a fine piano, gli avvii del megapogetti a gas Caral in Mozambico e il primo sviluppo di Ghasha negli Ernirati Arabi Unifi, Il livello di visibilità sul target produțtivo e eccellente poiché le inklividuate rigurardano principalmento giacimenti in produzione, molti dei glali operati, o i nuovi progetti sanzionali nel 2018. Le atte leve a sostegno dei risultati saranno le iniziative integrate con GRP per valorizzare il gas eguity, il contollo dei rischi operativi e il focus sull'asset integrity al tine di minimizzare le perdite di produzione causati da eventi "unplanned".

Nell'esplorazione intendiamo mantenere un approccio disciplinato allo spending con circa \$0,9 miliardi/anno ripartiti tra iniziative in aree di frontiera o in bacini convenzionali a elevata equity per eventuale applicazione del dual exploration madel e intziative in aree proven e "nuar field" con breve time-to-market per assicurare sostegno immediato alle produzioni e al cash Row. Le campagne esplorative a maggiore potenziale soranno conditte nell'offshore del Messico, nel Medio Oriente e in aree nature ad alto potenziale vicino ad infrastrutture e sistenti quali Norvegio, Angola, Ghana ed Egitto. L'obiettivo è scoprire 2,5 miliardi di ristorse nel quadriennio a costi competitivi {< 2\$/boc], contribuendo alla diversificazione geografica.

Per ilsettore G&P confermiamo la sostenibilità saucturale in tutti gli anni di piano e prevediamo un importante contributo alla generazione di casa norostante un contesto di mecato sfidante, caratterizzato dalla continua pressione sugli spread del gas e dell'energia elettrica. La grincipale leva a sostegno dei risultati sarà la massimizzazione delle sinergie con i business Eni sia nell'ottinizzazione del tradine prodotti per cagliere opportunità di mercato, sia nella crescita dei voluni contrattualizzati di GAL previs? aumentare da 6,8 MTPA nel 2018 o 14 MTPA nel 2022 e tino a 16 MTPA nei 2025, valorizzando i volumi di gas equity e massimizzando i margini lungo tutta la filizira. Il portafosilo contratti gas long-term sarà orgento di azioni di derlsking e di continua rinegazione con i fornitori per garantirne l'allineamento alle convizioni di mercato, Nel businoss retail prevediamo una redditività solida e in crescita grazio allo completa valorizzazione del portafoglio clienti previsto raggiungere circa 12 milioni di unità anche attraverso acquisizioni focallizzate e sinergiche, al contributo dei prodotti/servizi extracommodity e alla costante all'efficienza. Riconfermismo gli obiettivi finariziari della GRP di un Ebit di ED,7 millardi nel 2022 e di un free cash flow organico cumu!ato nel quadriènnio 2019-2022 di circa €2,3 miliardi. In 8&Mintendiamo conseguire il margine di breakeven target di 3 \$/barile delle rafinesie "tegacy" con la piena operativi tà del sistema industriale, massimizzandone il grado di affidabilità e attraverso le ottimizzazioni degli asset e del supply

a lo sviluppo del licensing di tecnologie propristarie. Untegrazione del 20% di ADNOC Refining farà leva sulla scribigio tecnologiche e consentirà con la regimazione dei progetti di dimezzare il margine target a 1,5 \$(barile, Il business hip-raffinazione è previsto in crescita grazie all'avvis ed entrata a regime di Gela e al potenziamento di Venezia con l'obiettivo di 1 milione di tonnellate di groce diesel già dol 2021. Nel retail prevediario solidi risultati trainati dall'innovazione nel servizio, dal contributo ai margini dei prodotti premium e dallo sviluppo del non-ail e ciella mobilità sostenibile.

La strategia di Versalis punta a consulidate la resilienza del business alla volotifità dello scenario atrraverso la focalizzozione dei portafoglio prodotti su applicazioni a elevato valore oggjunto e sulla ichimica verdo", l'utilizzo della leva tecnologica a sostegno dei margini e dell'esponsione internazionale e numeroso iniziative di ottimizzazione quali la maggiore integrazione tra siti, l'aumento della fleedstock nonché ia riduzione del costi variabili di produzione. Inotra tali iniziative contribuiranno alle linee guida Eni di svilunpo dell'economia circolare e di decarbenizzazione.

Otre ai già dichiarati target el 2025 di riduzione va. baselindice di intensità emissiva dell'upstream, di annollamento del gas novine flating e di riduzione dell'80% delle fuggilive di nietano, ci siomo dati l'obiettivo di traguerdare nel 2030 la net zero carbon fortoprint sulle actività upstream attraverso l'implementazione di azioni rivatre ad aumentare l'efficienza operasion, massimizzazione di decarbonizzazione e sviluppare progetti forestali per la compensazione delle emissioni residus, assicurando nel contempo benefici alle comunità locali.

Inditre lavoriamo per sviluppare risorse energetiche a bassici mparto varbarine, come gas e biocarburanti, e per interementare 'a capacità di generazione di energia elestrica da fonti rimovatali. (solare fotovoltaico, estrej in sinergia con i business Eni. A ta riguardo ci paniamo un obiettivo di 3,6 % di potenza installata al 2022 e 5 GM al 2025, con l'ambizione di raggiungere oftre 10 GW at 2030,

Come ulteriore leva, Eni intende sviuppore iniziative di economia circolare orientose all'avvirizzazione di rifuti e bismosse oer estrarne nuova energia, nuovi prodotti e dore nuova vita ad asset dismessi o bonificati. Su tali attività Eni intende investico di e €950 milioni che vanno dai recupere di bicmasse e scarti, al riciclo di polimeri e processi di eco-cessign, itho allestensione della vita utile desli assec o procetti in ottica low carioan, cui si aggionyono spese per circa €220 miliani in ricerca e tecnologie.

Su queste basi ed in considerazione dei breakeven sicotto dei nuovi progetti di sviluppo, riterilamo che il nostra portafoglio Sú resiliente anche a scenari e trend di decarbonizzazione impegno verso i temi di sostenibilità è i consitouto allo sviluppo locale dei Paesi di presenza Eni în applicazione dell'approctio dual flag e in coerenza con quanto prevista dai Piani di sviluppo nazionali riguardo all'Agenda 2030 delle Nazioni Unita.

la definitiva, pur consapevoli dell'importanza del lavare fatto durante il devinturi in termini di crescita, efficienza e scaterilix lità, intendiamo rendere ancora più solidi il posizionamento compatitivo e la resilienza di Eni allo scenario percellifero tacendo icva su un portafoglio meglio diversificato dal punto di vista geografico e più bilanciato lungo l'intera tatena del valcre degli idrocarburi e delle iniziative pronificate da qui alla metà del prossimo decembro, con l'obiettivo di risurre la cash neutrelity a 50 ti barile e di assicurare una remurazione crescenze appi azionisti, potenzionio al contempo il cuntributo deila Compagnia al consisemimento depli SDGs nelle Nazioni Unite.

Alle donne e agli Jomini di Eni va il nostru apprezzamento per la qualità e la costanza dell'impegno profuso in questi anni, senza i quali la Cumpagnia non avrebbe raggiunto i risultati the ci rendone progliosi.

Sulla base oei risultati realizzati nel 2018 proportemo all'Assemblea del prossimu 14 maggio un dividenao unitario di EO.83, di cui ED.42 distribuito in asconto, Per il 2013, in considerazione delle promettenti prospettive del business, intendiamo miglicrare ia nostra remuritando i. dividendo unitario del 3,6% x €0,86€ a avvando un programma di acquisto di azioni propre per un valoro nell'anno di €400 milioni. Successivamente, per il periodo 2020-2022, confermiance limpegno ao una remeneration policy progressiva che provede per it dividendo una cress: fla in linea con il free cash flow e gli underlyring e yer l'acquisto delle azioni proprie, in presenza di uyfeverage stabilmente al di sotto del 20%, un ammontare annuo di €400 miliani con uno scenario di Brent a \$60-9 al baril ovvero €800 milioni annui con un prezza dei Brent superiore a \$65 al barile.

14 morzo 2019

per il Consiglio di Amministrazione

Emma Marcegaglia I a Possidonts

Claudio Descalzi L'Amministratore Delegato

83942506 ENI IN SINTESI

2018: anno di straordinari risultati finanziari e industriali raggiunti grezie all'attuazione accelerata della nostra strategia.

A questi risultati hanno contribuito Resplorazione di successo che con la strategia di "utal exploration" na consentibilità minovationale in delle scopera, l'efficienza perativa con fortimiz azione delle riserve d'idrocarburi, ia iduzione del breakseren sel business davinstream e la disciplina finanziaria cella secologio esistente, la strategia di diversificazione geograficazione geografica e i n igliore bilanciano de portalogio catena del valore attraverso una forte espansione in Medio Dricnic unitamente al nostro impegno nella promozione dello sviluppo lucale, nella valorizzazione delle competenze e delle terralogie Eni fanni conserviro di cogliere sinergie e opportunità di crescita.

Le partnership pubblicu-privato avviate nei 2018 ci consertiranes di continuoved esperienza con l'United Nations Development Programme (UNDP) per lo svilusione in teggiungimento degli SDSs, in particulare l'eccesso universale all'energia entro il 2030, le azioni voite a combarte i climas i e la progrione, il ripristinu e l'uso sostenibile dell'ecosistema terrestic con la Food and Agricultural Organization (FAO) per Caccessa all'acqua pulita e sicura in Nigers.

€11,24 MLD

-94% vs. 2017

LITILE OPERATIVO ADJ DI GRUPPO

€13,45 MLD +35% Vs. 2017

FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITÀ OPERATIVA ADJ

3.7

સુરત ર

€8,29 MLD

24% vs. 2017

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

BRENT DATED (SASHa) 2018 21.04 2017 54.27 2008 43.88 SERM (\$.%ar.ile) 2018 -----------יי 5,3 20:E

CAMBLO MEDIO EUR/USD 2018 - -1.181 1,130 2017 . 1,107 2.11.5

PSY vs. TTF (Elimit 2019 ----------17 2012 28 2016 અ

Gii scepenti risultari formane sono stat consegăti in contresto oi forte valciilită delle publicai del Bron, a cansa de segrali di ralienamento della crescia globale, del sitamo dell'incontrazo sull'evoluzione della disputa commerciale tra USA e Cisquello frestori geoprilizi.

2G17

2016

GRUPPO ENI

Utile (perdita) operativo	IC :n ?loni]		8.012 2.157	2. 25
Utile (perdita) <perativo sajusted		5.803 2.315		8 194
Flusso di cassa netto da attività operaciva		10.117 7.673		4. 135
TRIX (Indice di frequenzis infortuni totali registrabili)	ilda : segurinutusicini. Inre. overate) x 1.00D.EOD		0,33 0,35 W	-6
BBeading T			0,23 0,28	.c. -0.0

aividendi

INTENSITA EMISSIVA GHG UPSTREAM

TRA | LIVELLI PIO BASSI RISPETTO ALLA MEDIA DELL'INDUSTRIA

FONT] E IMPIESHI NEL 2018 (Emid)

FEJISSO DI CASSA ORGANICO VS INGEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ mid)

0 10 levenge

LIVELLO PIÙ BASSO DEGLI ULTIMI 12 ANNI

23/barle

CASH NEUTRAUTY 2018

EXPLORATION & PRODUCTION			20 : ?	3016
Utile (perdita) operativo adjusted	E inllion.		5.173	2.494
Produzione di idrotarburi	(פרועוק/צכס ip בiailsur)		1.816	1.759
Opex oer boe	S/b69		6,6	6,2
Profit per boe			8.7	2,6
Ernissioni di GdG/produzione forda di idrocarburi [1DD% operata]	[Connellate di CU,eg/ migliale di boe)		22,75	23.56

GAS & POWER		2017	2016
Utile [perdita] onerativo adjusted	(E miliar i;	214	(399)
Vendite gas monda	milardi di metri cubi	80.63	BE, 31
Vendite GNL		H,3	8.1
Emissioni di 5H5/energia alattrica equivalente prodotta [En:Power]	(g00 og/kWhee)	ਤੇ ਨੇੜ	3 % B
Clienti retail in Italia	(m.iliar!)	7.65	7.58

REFINING & MARKETING E CHIMICA		2017	2012
Utile [perdita] operativo odjusten	:€ milianiJ	ਰ ਰੋ ਹੋ	533
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa		8,54	8.59
Lavorazioni in conto proprio		24,02	24,52
Emissioni di GHGApvorozioni di greggio e semilavorati	[tchnell=to C0_eq/kt	258	278
Vendite di produtti petrolchimici	Imigiaia di tonnellate	4 646	4745

83942 504 ్టి ప్రైవే 5.45 milioni di ope/o NUOVO RECORD DELLA PRODUZIONE DI IDROCARBURI	II OS AL BUS ADVERTIES TO II
+110% vs. 2017 REDDITIVITA LIPSTREAM
13 13, 26 REDDITIVITÀ G&P

్రా R&M e Chimica UTILE OPERATIVO ADJ

Grazie al profonda trasformazione del Gruppo avviato nel 2014, oggi Eni, dopo gli anni i cel downturn perrolifero, è sostènilife iine izialiin nente e resiliente alla volstiilita dello scena mai nel passato. Attaverso farigansa implementazione delle nostre iine guide strategiche siamo stati in grado di coniugare crescita, ritorni e soličita patrimariale, raggiungerslo i livelo probativo recard di 1,85 milioni di bae/giorno nel 2018, riducendo l'indebitamento in antiliartii, con un leversige di 0,16 a. m. i. no degli utimi codici utimi codici anni e und dei migliori dell'industria, dupo ave: discribuito nel quinquennia divideredi ser cassa pari a C15,2 miliandi nel contesto di uno secenario petrolifero Sifisante.

SOLIDITÀ FINANZIARIA

indebliamento finanziazio nerto (€mld) - leverage |3)

DIVIDENDI PAGATI

€76,2 millardi negli ultim. S anni

17.1/2

您 2014 路 2015 露 2016 载 2017 澳 2018

83942508 ATTIVITÀ DI STAKEHOLDER ENGAGEMENT

I nostri stakeholder sono prima di tutto persone che abitaro i territori davo conocenza e la condivisione delle loro preccupazioni e aspettative sono alla base del nostro impegno per castori durature al fine di contribuire, insierin, ad uno sviluppo sostenibile.

Il convolgimento diretto degli stake delle attività. Jo promozione e la condivasione di principi comuni e il diaige sana alla base della creazione di vargo periodo. Eni è presente in 67 Paesi, caratterizzati da contesti sociali, eccnomici e culturali a note mato differenti tra toro: nello svoigimento dell'e attività il confronto quotidiano e proattivo avviene con differenti interiocotori, che è fondamentale conoscere pe instaurare relazioni di fiducia, solide e trasparanti, che siano promatiri di processi di sviluppo condiviso.

I Temi emersi dal confronto con gli stakeholder

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תחוד

Per questo motivo Eni si è dotala di una piattarona informatica denominata Salcholder Management System (SMS) dedicato a supportare la gestione della complessa rete di relazioni nei territori, monitorando aspettative delle popolazioni e risultati dei progetti di sviluppo. Tale seumento conserte di censire e visualizzare, actraverso una mappa, le relazioni con ciascuna categoria ci istakeludoke, evidenziando le eventuali aree di miglioramento, con la possibilità di approfondire meglio i potenziali impati-sul diritti umani, tracciando la presenza di gruppi vuorerabili cla presenza di aree di pregio naturalistico e o culturale interno alle aree di attività, consentendo una gensione più conseptive.

Principali attività di stakeholder engagement nell'anno

PERSONE DI ENI PS | E SINDACATI NAZIONALI E INTERNAZIONALI

• ·> Pfano di comunicazione interca su strategia, obiettivi, risultati attraverso eventi e incontri su temi strategici

• Integrazione di competenze ed esperienze [sharing di best practice, storytelling, supporto all'organizzazione e alla comunicazione di iniziative dedicate J

• → Analisi di clima campionaria
• → Incontra con i sindacati na zional? e internazionali, nell'ambito del Global Framework Agreement, bet un confronto sulle diverse realtà sociali e sindacali presenti nei Phesi di provenienza dei rappresentanti dei lavoratori

COMUNITA FINANZIARIA

• -> Presentazione del piano strategico 2018 a Londra, Milano e New York

• Road Show del top management e della Presidente sui temi di governance

• → Conference call sui clautati trimestrali
• -> Partecipazione del top management alle
• conferenze tempriche organizzate dašte banche -> Ingaggio con il mercato su temi industriall,
• tinonziani e ESG in relazione all'Assemblea degli Azionisti

UR · UNIVERSITÀ E CENTRI DI RICERCA

• -> Incontri con rappresentanti di Università, Centri di Ricerca e società terze con cui Eni collabora o si interfaccia per lo svifuppo di tecnologie innovative avanti oggatto i temi di maggiore interesse

• Callaborezioni con le istituzioni con cui Eni ha un accordo quadro, quali Politectilio di Milano e di Torino, Università di Bologna, MIT. CNR. INSTM. EMEA ed INGVEd

• Callaborazioni por lo svillappo di Modeli di valotazione degli impatri (Columbia University a Politecnica di Milana)

COMUNITÀ LOCALI CLIE COMMUNITY BASED ORGANIZATIONS

• Coinvolgimento di altre 200 comunità dei territori in cui Eni opera

• Consultazioni delle autorità e comunità locali per le nuove attività esplorative o per la sviluppo di nuovi progetti

• → Collaborazioni con autorità e comunità locali per la pianificazione, gestione e miglioramento di progetti sociali (Congo: progetto CATRE-731-Mozambloo; progetti educativi e di sviluzza agro-zootecnico; Ghana: LivelShopd Restoration Plan e progetto di pocesso alfanqua; Iraq: progetti educativi)

CONTRATTISTI, Fornitori e Partner i FP COMMERCIALI

• Coinvolgimento dej fornitori con Mulnas Rights Assessment

• Comunicazione, feedback e piani di migliora menta

• Condivisione della bozza del Codice di condotta fornitori sui valori Erti di sostenibilità
• Partecipazione al GdL PPISCAM: Forum sulle 0&G Sustainability best practice

INQEZULISI IN I NAZIONALI, EUROPEE,

-> Incontri con rappresentanti política

INTERNAZIONALI

su sematiche energoliche e climatiche

Parrecipazione attiva a ravoli tecnico

-istisuzionali, commissjari miste su

tematiche enorgetiche e ambientali,

• Incontri con delegazioni Istituzionali

di Stato e presso siti industriali

nazionali e locali in occasione di visite

e dal Parlamento italiano

c istituzionali lacali, nazionall e internazionali

a momonti di confranta promossi dal Governo

Pregetto Green sourcing; individuazione delle leve in ambito Supply Chain per la riduzione impatti ambientali

E CONSUMATORI

• Incontri e workshop con Presidenti e Responsabili en ergia delle Adciel nazionali e locali su terni quali sostenibilità, economia circolare, bonifiche e risanamento ambientale

• ·> Sporiscrizzazione iniziative AdC sui temi di sostenibilità ed economia circolare a cui sono intervenute alte cariche Eni che hambo partato una tostimonianza sulle nostre
• iniziative In merica → Incontri territoriali con le AdC regionali del Chiculiu

ORGANIZZAZIONI VOLONTARIE E ASSOCIAZIONI DI CATEGORIA

• • Adesione e partecipazione a DDG, IPIECA. WBESB, UN GLOBAL COMPACT, CIDU, EITI®

• Collaborazione con DiHRid e IHRBIN > Convesni «Ibartiti, seminari e iniziazive

• ci formazione su terni di sastenibilità : realizzazione di linee guida e condivisione disest procrice

• Partecipazione agli incontri degli organi associativi e dei tavali di lavoro specialistici

• → Incontri con Associazioni Imprenditoriali ferritoriali sul processo di qualifica del formitori
• QRGANIZZAZIONI CS . PER LA COOPERAZIONE E LO SVILUPPO
• -> Promozione di partenariati pubblico privatiper realizzare progetti in linea con i pianii, di svilupon Paese
• → Condivisione di palicy a metodologie achtjate 150 12 a livello internazionalo
• → Attività di capacity building delle is lituz

al Centre d'Appul Tecnnicate et de Ressources Professions les.

'a] Associazione of settore Dil & Gas che si secupa del temlanni annicerrali e sociali.

c | Associazione dei Consumatori

d) Consiglio Nazionate dei Consumitorie degli Utemi.

e) Massachusosts Insurrute of Technology, Consiglio Nazkonate natin Riceiche; Consorzio Imeruniversitario Nazionale per la Scienta e Teonologia del Materiari; Agenzia razionale

per le hueve reconologie, l'eneugio e lo svivagpo manamico sostemblle; lahuto nazionizie di seofisica a vulcanologia.

Foll and Jas Olmace Initistive; Wurds Business Council for Sustainable Development; Comitata Interminimentale Diritti Unario Ektractive Industries Transparency Indiative g) The Caristi Institute for Murnan Rights.

b] Institute for Furnan Rights and BUSINESS.

839421510 SCENARIO E STRATEGIA

: Il mercato e il contesto competitivo

Transizione verso un energy mix a minore intensità casbonica Le compagnie operanti nel settore energetico sono chiamate a rispondere a una duptice sfida: sodoisfare il crescente fabbisogno energetico, garantendo a tutti un adeguato accesso all'energia, e limitare le proprie emissioni in atmosfera contribuendo al graduale processo di decarbonizzazione del sistema energetico, in conformità con le decisioni prese in ambito COP a partire da Parigi 2015.

La popolazione mondiale crescerà dagli attuali 7,5 a 9 miliardi nel 2040 e la domanda di energia aumenterà di circa II 30%. Ci sarà anche uno spostamento geografico nel consumo e la totalità dei consumi addizionali proverrà dall'area non-OCSE in cul al 2040 sarà concentrato circa l'a5% della popolazione mondiale.

In questo contesto il gas naturale rappresenta un'opportunità di riposizionamento strategico per le compagnie perrolifere in virțu della minor intensità carbonica e delle possibilità di integrazione con le fonti rinnovabili nella produzione di energia elettrica. Si registra una crescente consapevolezza della necessità di promuovere politiche a favore della sostituzione del carbone nella generazione elettrica.

La risolita e le volatflità

Mel 2018 deciso rialzo dei prezzi, supportato dai tagli procuttivi degli alleati OPEC e non OPEC, dall'annoncio di nuove sanzioni all'Iran e da una crescita robusta della domando. Il trend si interrompe a fine anno quando emergono segnali di un nuovo surplus. Il calo dell'expert dall'Iran, combinato alla crisi del Venezuela, spinge i grandi produttori a compensare la perdite sul mercato. Le produzioni record di USA, Russia e Arabia Saudita generano la percezione di un eccesso di offerta. lu paraficio aumenta il timore di un rallentamento della crescita della domanda, in particolare nelle economie emergenti, mentre Trump sollecita prezzi più bassi, a favore dei consumatori USA, Il Brent si attesta su una media di 71 \$/barile [1-17 Srbarile vs. 2017], con un calo del 30% tra ottobre e dicembre, accelerato da una pesante vendita speculativa sui memati futures

Non solo OPEC nel 2019

La decisione di nuovi tagli concordata a fine 2018, le perdite geopolitiche - lran e Venezuela - e la crescita USA ratlentata per vincoli logistici e finanziari, concomono a garantire un'offerta controllata nel 2019. Rallentsno le stime di crescita eccnomica, ma la domanda petrolifera è attesa ancora modusta. Nolla seconda parte dell'anno l'effetto IMO, normativa in vigore da gennaio 2020 che obbliga le navi all'uso di combustibili a più basso zoffo [0,5%] a livello mondiale, sarà un fattore diforte discontinuità con probabili rialzi del prezza del greggio e dei margini di raffinazione.

Nuove sfide per la raffinazione

l'industria della raffinazione è passata da una condizione di significativa overcapacity a una fase di riequilibrio grazie alla razionalizzazione e chiusura di impianti nel periodo 2009-2015. La fase di razionalizzazione è raflentata nel 2016-2017 per arcestarsi nel 2018. È proprio nel 2018 e poi nel 2019 che riparte una nuova ondata di capacità di raffinazione in particolare in Asia e Medio Oriente con impatto sugli asset in arce meno competitive, non solo in Europa ma sopratturto in America Latina e Africa. In Europa dopo l'entrata della nuova raffineria in Turchia nel 2018 la capacità è attesa rimanere stabile. L'impotto liko af 2020 favorirà la reddittività delle raffinerie complesse a discapito di quelle semplici a rischio di chlusura. Tuttavia i raffinatori europei avendo chiuso gran parte delle loro raffinerie meno redditizie potrebbero essere meno penalizzati.

Le sude di sostonibilità

La performance in termini ambientali, sociali e di governance influisce sempre più sul metro con cui un'azienda viene misurata e in particolare alle grandi Imprese è richiesto di contribuire agli obiettivi della svituppo sostenibile (\$0Gs) tra cul l'accesso all'energia e il contrasto aj cambiamenti climatici. Per quanto riguarda l'accesso all'energia ESDG 7 | I'IEA stima che le persone senza accesso alfenergia [oggi stimate in 990 milioni] nel 2030 saranno ancora 650 milioni, quasi tutte in Africa, mentre quelle senza accesso a fonti pulite per cucinare saranno 2,2 miliardi (oggi 2,7). Di fronte a sfide di questa portata il raggiungimento degli SDG richiede una cooperazione senza precedenti tra pubblico e privato, che coinvolge sia organizzazioni espresse dalla società civile sia le imprese. Particolare sesponsabilità nelle partnership pubblico-privato (PPP) è assegnata alle imorese multinazionali, il cui coinvolgimento, insieme ad attori tanto diversi come fe istituzioni governative pilaterali e multifaterali e le DNG, apre prospettive nuove dal punto di vista dell'efficacla operativa e della mobilizzazione delle risarse necessarie per il finanziamenta dei progetti per la sviluppo.

Si mantiene clevata l'attenzione al rispetto dei diritti umani da parte delle imprese, in particolare la progressiva integrazione dei Principi guida su diritti umani e impresa delle Nazioni Unite (UN Guiding Principles on Business and Human Rights, 2011) nei principali processi aziendali, cui si stanno aftiancando a livello paese i Piani di Azione Nazionale su impresa e Diritti Umani e diverse iniziative legistative (es. le leggi contro le forme moderno di schiavità in Regno Unito, 2015, e Australia, 2018).

Piano industriale

In un contesto di grande volatilità dello scenario, Eni ha portato a termine il processo di profonda trasformazione dei propri business che le ha consentito di continuare a crescere rafforzando ulteriormente la propria struttura finanziaria.

Questa trasformazione è stata realizzata con successo grazio alla rapidità di azione facendo leva sulle competenze, il knowhow e le tecnologie e mettendo al centro della strategia la sostenibilità del proprio modello di business.

Oggi Eni è una società integrata, fiessibile e con tutti i business in grado di contribuire alla creazione di valore sostenibile nell'ungo temine.

Il Piano 2019-22 da un nuovo impulso alle crescita e consolida l'approcesso che integra la sostevihilità del modello di business. Il piano è articolato nelle seguenti direttive strategiche tra loro forganente sincergiche:

La crescita efficiente o reslitente sarà supportata da una strategia orientata alla sempre maggiore integrazione dei business, alla diversificazione geografica delle attività e al ribilanciamento upstream vs. mid-downstream attraverso azioni già svviate o ad en livello di maturità e solidità avanzato. Le principali azioni previste sono: il rimpiazzo delle risorse attraverso la leva dell'esplorazione, lo start-up/ramp-up produttivo dei compi avvisti o di prossimo avvio, il sanzionamento dei progetti a supporto della crescita nel medio e lungo termine, le rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento gas, lo sviluppo del portafoglio GNL globale, la valorizzazione e crescita dei clienti gas e power retail anche attraverso attività di portafoglio, il ridotto livello di breakeven dell'attività di raffinazione e lo sviluppo internazionale, l'integrazione e specializzazione della chimica. Tali azioni saranno perseguite facendo leva su un modello per l'eccellenza operativa che presuppone l'impegno costante nella minimizzazione dei rischi e la centralità de: capitate umano, dell'ambiente e della sicurezza, Lo sviluppo equilibrato del portafoglio di attività consentirà il contenimento della cash neutrality e il mantenimento di una solida struttura finanziaria.

Eni inoltre persegue una strategia che punta nel lungo termine alla carbon nautrality attraverso un percorso definito che prevede: [i] interventi sull'energy mix e di massimizzazione dell'efficienza energetica e di riduzione delle emissioni dirette; (ir) lo sviluppo di progetti di conservazione delle foreste e di riforestazione o afforestazione per aumentare la capacità di assorbimento della CO, in atmosfera, con ricadute positive sufle comunità locali: [fii] lo sviluppo di iniziative di economia circolare puntando alla valorizzazione di rifivti e biomasse e al recupero di asset in disuso o nonificati.

Eni, nel solco della propria tradizione, continuerà anche a promuovere la sviluppo locale facendo leva sul proprio modella di cooperazione (approccio dual flog] che si basa sull'affiancare il Paese nel proprio sviluppo sociale ed economico coinvolgendo tutti gli stakeholder. Lo sviluppo sarà perseguito promuovendo l'accesso all'elettricità e all'acqua ma anche sviluppando progetti per la salle: te, l'educazione e l'igiene nonché condividendo il proprio knowi-how

Acceleratori del modello integrato di crescita sostenibile saranno l'innovazione e la diffusione della tecnologia di gifa che consentiranno di migliorare la sicurezza sul lavoro e cogliere nuove opportunità di sviluppo ed efficienza.

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§ Upstream

Valorizzazione e crescita dei portafogilo esplorativo, con l'obiettivo di scoprire 2,5 miliardi di boe e contribuiro alla diversificaziono geografica.

• · Espforazione con operatorship su temi convenzionali e ad alta equity in coerenza con II "Dual Exploration Model".

• Focus su esplorazione near-field con ridotto time-to-market e cash flow Immediati in Paesi con infrastrutture operate.

• « Graduale ripresa dell'esplarazione su temi "high esk-high reward".
• ·· Perforazione di più di 140 pozzi in più di 25 Paesi,

Crescita della generazione di cessa con un free cash flow cumulato 2019-2022 peri a €22 millardi.

« Crescita delle produzioni nel periodo 2018-2022 ad un tasso medio

annuo del 3,5% con focus sul valore, grazie al contributo dei progetti già avviati e di quelli previsti nel quadriennio ceratterizzati da un livello di cash flow per boe superiore alla media del portafoglio e sostenifali anche a livelli contenuti di prezzi del Brent.

• : Avvio e raffurzamento di iniziative integrate con il settore Gas & Power per la valorizzazione del gas equity.
• z Rafforzamento del modello di realizzazione dei progetti per fasi e design-to-cost al fine di ridurre il rischio di esecuzione e l'esposizione finanziaria.
• · Ottimizzazione dell'efficienza operativa con particolare riferimento al contenimento dei costi operativi e alla riduzione del "Non Productive Time".

Utilizzo della Digital Transformation a supporto dell'asset integrity e dell'efficienza operativa.

Mid-downstream

GAS & POWER

Crescita dei risultati economico-finanziari nell'arco del quadriennio con un utile operativo adjusted part a €0,7 milierdi nel 2022 o un free cash flow organico cumulato 2019-2022 pari a €2,3 millardi.

• · Crescita dell'attività GNE attraverso lo sviluppo del mercato asiatico, l'ingresso in nuovi mercati e la sempre maggiore integrazione con uostream volta alla valorizzazione e commercializzazione del gas equity; portafoglio di volumi GNL contrattualizzani pari a 14 MTFA nel 2022 e 16 MTPA nel 2025.
• : Praseguimento della ristrutturazione del portafoglio di approvvigionamento e della riduzione dei costi dil logistica, attraverso la rinegoziazione dei contrarti.
• · Integrazione crescente con gli altri business Enl, in particolare nel business GML e Trading
• · Crescita e valorizzazione della customer base retail anche attraverso lo sviluppo di nuovi prodotti/servizi e iniziative di trasformazione incentrate sull'accelerazione dei canali e delle operazioni digitali. Nel 2022 numero clienti pari a circa 12 milioni, in crescita del 22% rispetto al 2019.
• Ribilanciamento geografico in Italia nel settore retail attraverso il ricorso ao acquisizioni, sifuttando le opportunità dell'attuale processo di consolidamento del mercato.

REFINING & MARKETING

Sostanibilità del risultati finanziari nell'arco del quadriennio con un free cash flow organico cumulato 2019-2022 pari a £2.6 millard).

• · Ribilanciamento geografico della roffinazione, sfruttando opportunità emergenti in Paesi a marginalità competitiva, in particolare in Middle East con l'asquisizione della partecipazione in AUNOC Refining [Abu Dhabi, -35% della capacità 2018)
• SERM di breakeven a 2,7 \$/barile dal 2020 grazie al contributo dell'acquisizione di Rowais, alla massimizzazione defl'affidabilità degli implanti e all'ottimizzazione degli assetti e delle infrastrutture logistiche. Nel lungo termine margine di breakeven a 1,5 \$/barile.
• Proseguimento dello sviluppo di progetti Green (avvio dell'impianto di Gela e potenziamento della green refinary di Venezia), diversificazione di mercati di sbocco e sviluppo iniziative di economia circolare per la trasformazione dei rifuti.
• Nel marketing, consolidamento della posizione in Italia unita a crescita selectiva all'estero, sviluppo della mobilità sostenibilie (incremento offerta corburanti alternativi e crescita di enjoy).
• Crescente integrazione con sitre finee di business,

CHIMICA

Utile operativo adjusted parl a £0,3 millardi nel 2022 e flusso di cassa operativo cumulato di E1,1 millardi nel quadriennio.

• & Consolidamento della resilienza alle fluttuazioni di scenario, con aumento del bilanciamento nella filiera etilene-polietilene e maggiore integrazione tra i siti produttivi.
• « Focalizzazione del portafoglio verso prodotti differenziati a maggior valore aggiunto, adeguando i processi produttivi.
• Sviluppo di processi di economia ciscolare e Biotech per

Remunerazione agli azionisti

La politica di remunerazione agli azionisti sarà progressiva e legata alla crescita dei risultati underfying e del free cash flow. In considerazione dei risultati conseguri e delle promettenti prospettive del business, Eni intende aumentare il dividenda del 2019 del 3,6% a €0,86 per azione. Inditre avvieremo un

Focus su decarbonizzazione

Eni ha definito una chiara strategia di decarbonizzazione integrata nel modello di business che si sviluppa in azioni di breve, medio e lunga termine con un costante impegno nell'impiementazione delle proprie attività di ricerca sclentifica e tecnologica [R&S] perraggiungero la massima efficienza nel processo di decarbonizzazione e trovare soluzioni innovative per favorire la transizione energetica,

Nef breve tormina la strategia Eni si fonda sulle seguenti leve:

• aumento dell'efficienza e timiziono delle emissioni GHG dirette; l'obiettivo al 2025 è di ridurre l'inter.sità emissiya degli asset operati upstream del 43% rispetto al 2014 attraverso l'esiminazione del flaring di processo, la riduzione delle emissioni fuggitive di metano e la realizzazione di interventi di efficienza energetica.
• s portafoglio Oil & Gas low carbon e resiliente: il portafoglio Eni ci Idrocarburi presenta un'alta incidenza del gas naturale (>50%), ponte verso un futuro a sidotte emissioni. I principali progetti upstream in esecuzione presentano un breakeven medio di portafoglio ad un prezzo del Brent di circa 25 S/barile e sono quindi resilienti anche in presenza di scenari low carbon;
• « Jo sviluppo delle fonti rinnovabili e business green: la promozione delle fonti rinnovabili na come obiectivo una

rispondere alle sfide normative e alle richieste di mercato in ambito sostenibilità.

• · Riduzione delle emissioni di gas serra nei processi produttivf, aumentando efficienza energetica e flessibilità delle cariche cracker.
• « Sviluppo della presenza internazionale in aree con casiche a basso costo, per aumentare la resilienza del sistema industriale ed in aree di morcato a più elevati tassi di crescita tramite la leva tecnologica.

programma di buy-back per un ammontare di €100 milioni nel 2019, mentre per gli anni successivi, assumendo un leverage stabilmente inferiore al 20%, per un ammontare di €400 milioni con uno scenario Brent a SED-65, o di €800 milioni con uno scenario Brent maggiore di \$65/barile.

potenza instailata di energia alettrica pari a circa 5 GW al 2025. Per quanto riguarda i business green e previsto dal 2021 il completamento della seconda fase della bioraffineria di Venezia con un aumento della capacità fino a 560 mila tomnellate/sono (rispetto a 360 mila tomellate/anno attuali] e lo start-up ad inizio 2019 di quella di Gela con una capacità fino 3 720 mila tonnellate/anno. Prosegue il consolidamento nella Chimica verde che nel 2018 ha visto l'acquisizione delle attività bio del Gruppo Massi & Ghisolfi e la sviluppo di pragetti di riciclo e di recupero.

Nel medio termine Eni ha l'obiettivo al 2030 di traguasdare la net zero carbon footprint sulle emissioni dirette delle attività upstream valorizzate in equity, massimizzando iniziative di decarbonizzazione e sviluppando progetti forescali, per la compensazione delle emissioni residio. Un ruolo importante serà giocato anche dall'implementazione di soluzioni che consentano la cattura, stoccaggio e riutilizzo della CO, Come ulteriore leva di decarbonizzazione Eni intende svituppare iniziative di economia circolare arientare alla valorizzazione di rifiuti e biomasse per estrame muova energia, nuovi prodotti o materiali e a dare nuova vita ad asset dismessi o bonificati

Obiettivi al 2025

83942 544 RISK MANAGEMENT INTEGRATO

Eni ha sviluopato e adottato un Modello di Risk Management Integrato (di seguito Modello RMI) finelizzato ad assicurare che il management assuma decisioni consapevoli (risk-informed), tenendo in adeguata considerazione i rischi attuali e prospettici, anche di medio e lungo tarmine, nell'ambito di una visione organica e complessiva. Il Modello RMI mira anche a rafforzare la consapevolezza, a tutti i liveli, che un'adeguata valstazione e gestione dei rischi possa incidere sul raggiungimento degli obiettivi e sui valore pell'azienda.

Il Modello di Risk Management Integrato

lli Modello RMI è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice internazionali e definito sulta base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno e Gostione dei Rischi [v. pag. 29], che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Risk Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CGA), il guale definisce la natura e li livello di rischio compacibile con gli abiettivi strategici, includendo nelle proprie valutazioni tutti i rischi che possano assumeze rilievo nell'ambito della sostenibilità del business nel medio-Jungo periodo. Previo parere del Comitato Controlla e Rischi, il CdA definisce, inoltre, le sinee guida per la gestione dei rischi, affinche i principali rischi di Eni siano contettamente identificati, valutati, gestiti e monitorati.

I Jamministratore Delegato (AD) di Eni da esecuzione agli indisizzi del CdA; in particolare, avvalencosì del processo RMI, assicura l'identiticazione, la valutazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente all'esame del CdA, senendo in considerazione l'operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di pusiness e dei singoli processi, per una politica di governo dei rischi integrata. L'AD assicura inoltre che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinamiche di business a di contesto normativo. Infino, il Comitato Rischi, presleduto dall'AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai principali rischi: a tal fine, esomina ed esprime pareri, su richiesta dell'AD, in relazione alle principali risultanze del processo RMI.

IL MODELLO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO

[*] Include la funziono Risk Management lategrato.

'11 | Eventi patenziala e l'actività d'Eni e il cui accessione no petroba inilliareare il raggiure mento un printipal l'arbostivi a shorthi a shorth i a sharin i a sharin i a

Pride

Fir "The Times

Il processo di Risk Management Integrato

Il processo prevede una gestione integrata del rischio continua e dinamica, che valorizzi i sistemi già esistenti a livello di linea di business e di processi aziendali, promuovendone l'armonizzazione con le metadniagie e gli strumenti specifici dei Medella RMI. Il processo, regolato dalla "Management System Guideline (MSG) Risk Management Integraro" emessa a luglio 2016, è stato rivisto e ampliato in modo da rafforzare l'integrazione con i processi decisionali aziendali. Si compone dei seguenti sotto-processi: [i] indirizzi sulla gestione dei rischi, (ii) risk strategy, [iii] risk assessment & treatment, (iv) risk monitoring, [v] risk reporting e {vi] risk culture. Il processo RMI è attuato con un approccio "top-down e risk-based" che parte dal contributo alla definizione del Piano Strategico di Eni (risk strategy) attraverso l'individuazione di specifici obiettivi di de-risking, fanalisi del profito di rischio sottostante alla proposta di piano, anche tramite stress test volti a misurare la resilienza economico-finanziaria rispetto agli abfettivi strategici, nonché l'individuazione di azioni strategiche di trattamento. Tali attività, svolte in modo coerente e integrato con il processo di pianificazione strategica, supportano le vatutazioni del CoA in merito all'accettabilità del profilo di rischio del Piano Strasegico sottoposto alla sua approvazione. Si prosegue con i cicli periodici di "risk assessment & treatment" e di monitoraggio, l'analisi del profilo di rischio specifico delle eperazioni rilevanti, nonché le analisi integrate di rischi comuni a più business e/o funzioni. La valutazione dei rischi è svolta adottando metriche che considerano sta i potenziali impatti quantitativi

[economico-finanzian o operativi] sia quelitativi [come ambiente, salute e slourozza, sociale, reputazione, ecc.) e la loro prioritizzazione si basa sull'utilizzo di matrici multidimensionali che consentono di ottenere il livello di rischio come combinazione di cluster di probabilità di accadimento e cluster di impatto. Le valutazioni di tutti i rischi sono espresse a livello inerente e a livello residuo (fenendo conto delle azioni di mitigazione implementate). Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 10 rischi classificati in: {i) rischi di natura esterna, [ii] rischi di natura strategica e, infine, (iii) rischi di natura operativa [v. Obrettivi, rischi e azioni di trattamento). Nel corso del 2018 sono stati effettuati due cigli di assessment: nel primo semestre è scato svolto l'Annual Risk Profile Assessment, che ha soievolto 80 società controllate presenti in 27 Paesi, mentre nel secondo semestre è stato svolto l'Interim Top Risk Assessment, che ha riguardato l'aggiomamento delle valutazioni e il trattamento dei top sisk di Eni e dei principali rischi a livello di business. Le risultanze relative ai due cicli di ossessment sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a luglio e dicembre 201B. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni. Il monitoraggilo dei rischi e dei relativi piani di trattamento consente di analizzare l'andamento dei rischi fattravesso l'aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione delle azioni di trattamento poste in essere dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2018. ·

IL PROCESSO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO

ta risk cutture è votta a sviluppare un linguaggio comune e diffindere, a totti i livelli organizzativi, un'adeguata cultura di gestione dei rischi al fine ci favorie il rafforzamento della cossapevolezza che un'adeguata identificazione, volutazione e gestione dei rischi di varia no me e i incidere su raggiongimento degli obiettivi e sui valore dell'azenda. La risk culture finalizzata a promao vere una moggiore difosione del risk masagement nei processi aziendali, al fine di garantiro cocrenza nelle metodologie e, in generale, negli strumenti di gestione e nel controllo dei rischi.

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i Obiettivi, rischi e azioni di trattamento

PAESE

RISCHIO STERNO	EVENTI I DI RISCHIQ	?RINGIPA! { Instablità politica e sociale nete ó presenta, che publicitivo interni, distradiri ovill, attividenti, sabolaggia, atentaŭ con internazioni e perditaĵone, interruzioni nelle forniture gas vis pipe. Skolos security risk vilerio ad azieni c eventi dolosiche possono arrecate danni dile persone e agli asset materiali,
	AZIONI DI TRAFTAMENTO	· Diversificazione geografica degli asset in portafogilo, sin dalla faso edolorativa, e diversiticazione di business; · Ridszione dell'espostzione attravesso il Dual Exploration Model; · Manteninento di relazioni efficaci e durature con i Pacsi produttori e gli scosentali assillance in progetti di sylluppo sotiale territorio le e di sostenibilità al line di valorizzaro il local consent e la promozione del velfare delle comunità lossi pro:iuzione per il mercato domestico, accesso all'energia electricazione economisa, sviluppo lossie, subte ed aducazione : · Impernestazione del sistema di gestione della sectivity con anasisi di crisure preventive specifiche per sito.
		→ Fif. psg. GE-SB

Climate Change

CYENTI DI RISCHIO

PRWCIPALI Elimate change, riferilo alla pussibilità che si verifichino modifiche di stêntrishtondizioni dilimatiche che possana gentrare riscii fisici e rischi legati allo transizione esergetica [normativi, di mercare, secologici, regulazionali] sui business di Esi nel breve, modio e lungo periodo.

AZIONI DI TRATTAMENTO

· Strategia di decarbanizzazione integrato nel modello di business di Eni e basata su: ridualone del carbon footprint, portafoglio Dil & Gas resiliente, sviluppo delle rinnovabili e dei business green, in aminta di ricerca scientifica e tecnologica è partnership per il clima; · Governance strutturata del clima con ruolo centrale del CdA hello gestione dei principali aspettificato al dimase change e presenza di specifici comitati a supporto dell'Advisori Baarde di programmi Erir dedicati ai ferni del cambiamento climatico; · Inclusione di chinate sursegy nel piano di incentivazione del masgement, coerenti con gli indirizzi definiti nel Piano Strategico; · Leadership nella disclosure e altre iniziative come partecipazione alla Teak Force on Climate-celated Financial Disclosures ZCFD) del Financial Stability Board e al "TCFD Eurocean GC & Gas Preparers" Forum" per Pelaborazione di una linea guida di settore a supporto delle raccom andazioni TCFD e adesione i varie iniziative in ambito intemazionale. + Pf. pag. 105-108

INCIDENTI

RISCHIO OPERATIVO PRINCIPALI EVENTI DI RISCHIO

Filesticul blow-que e alministenti rilevanti agli asset upscean, alle raffinene e agli staan.menti ponohenial trasporto degli idreca rouri e prodotti dell'ilo more e via terra (es. incendi, copiosioni, est. 1, con danni alle persone a sgli asset ed impatti sulfa redditività e sulla reputazione aziendale.

d Manza TRATTAMENTO

Aggornamento metadologia di classificazione de pezz? complexity & Econsmic Index) e "Real rime manitaring" geologico e di perforazione dei pazzi complessi; · Asset Integrity Management, Maintendlice Management; BART (Baseline Assessment Risk Teal) implementation, Simultancose Operating Plans; Process Safety Reinforcement Plan, Emergency Preparedness BeResponse Plans; · îndikduazilone dei Sofety Critical Equipmant e utilizzo dello metodologia "risk based inspection" (norma AP) 581) e Fitness for Service [norma API 579] per la detinizione dei programmi di ispazione e per l'Agnificazione delle prignia di intervento di manutontione di tipo preventivo sulla base dei difatti riscontrato e resercibilità dei companenti di impianto: · Sviluppo di strumenti digitali insolution e big dara analytics per migliorare operative e l'assat integrity. In particolare implamentazione del progetto Digital Lighthouse dalla Val diff:! top value asset typstroam c domisticam { o.g. sale contralizzata per it monitoraggio resil limas dogli asset piccurtivi operativi integrati, modellizzazione apparecchiature strategiche e centro di competenze integrato integrato i Sviluppo tecnologico mirato e piani di gestione dell'emergenza; audit specialistici HSE e monitoraggio dell'iningianti; · Coinvolgimento delle First Party per it rafforzamento della sicurezza nelle JV a controllo congiunto; · Gestice e manitoraggio continuo della operazioni di shipping tramite attività di Velling su navi ed operatori terzi. 56-36 Bec Jik +

PAESE/CONTROPARTE

ai redditività aziendale.

Pic peg, 105

con i fornitori gas.

commencials:

501-0171 854.105

Obrativi aziendali → 2006 Reddività aziendale > 2008 C.scocraze Reputation > Scakeholder, Sviluppe Locale

Pussibilie <nosprimento del contesto normativo/reggiatorio nazionale

Presidio dalla dinamicha legislative e regofatorie, mirato

a semplificame/miligarne gli effetti su/business;

CONTRATTI LONG-TERM GAS

attraverso fa rinegoziazione di prezzi-volumi;

di strutture o:gonizzative dedicato.

Potenziole disallineamento nel costo di fornitura e nefivincoli minimi ei prellevo previsti cai contratti di approvvigionamento gas long-term

rispetto alle attuali condizini: di mercato e gestione araitratifratifregoziaci

Bilanciamento del portafoglio attraverso la vendira agli hub, sia in

Italia sia nel Nord Europa, del volumi nen destinati ai normali canali

Presidia cantinzo nella gestione degli arbitrati e nagoziati da parte

Prosegulmento del processo di ristrutturazione del portafoglio susply

e internazionale nel settore Gas & Power con potenziali impatti in tarmini

Azioni di reconero/ottimizzazione dei costi di iogistica transite attività

di asset backed trading e revisioni contrattuali sugliimpegni di capacità.

EVOLUZIONE NORMATIVA /REGOLATORIA G&P

Credit&Financing risk upstreem, relativo al ritardo nel "incasso dei crediti o dei costi do recuperare versa la dil company nazionali [credit] a verso i partner presenti nelle joint venture [financing].

HPS3jRFAM

• Stigola di scogndi specifici su plani di rientro finalizzati al resupero dell'esposizione;
• Securitization package, anche con ritiri in-kind e/o utilizzo di escrow accsunt dedicati:
• Collaterali a minizazione (garanzie sovrane, parent company garanties, lattere di credito];
• Negoziazione di carry agreemente meccanismi di ofisetting con la NOC attraverso poste delitorie presenti ne! Paese.

ນປະຊາຊົນ ອິຣາລັດ

STAKEHOLDER

Rapparti con gli stakebolder locali e internazionali scelle attività dell'industri; (lif & Gas, con imparti anche a livelio mediatico.

• Integrazione degli obiottivi e dei progetti di somenibilità [Es. Community Invostment) all'interno del Piano Strategico e del relativo processo di incentivazione;
• Pipni di esmunicazione mirati e iniziative di comunicazione delle atrategie e actività Eni anche attraverso social modia con un larger crevalentemente istituzionale;
• · Iniziative di incontro e assolto degli stakesolder e mfforzamento deila presenza in area coltiche per intensificare la gestione dei rapporti con le istituzioni locali e il territorio;
• Sviluppo di strumsmi di misurazione e monitoraggio dolla reputazione aziendale (FiepLafi ) per tutte le catogarie di stakeholder.
• • Rif. deg. 09 € peg. 105

INDAGINI E CONTENZIOSI

CYBER SECURITY

Cuber Security & Sphinaggia Industriale,

Contenziosi in materia ambiontale e simitario ed evoluzione dalfa normativa HSC con l'emergere di contingent l'abilities, con impatti sulla redditività aziendale (costi per le sttività d. bonifica e/o adagvamento degli impionti), sull'operatività e sulla corporate reporate reportation. Coinvolgimente in indagini e contenziosi in materia di cornuzione Modello di governance contralizzato dello Ogiser Security, con unità Monitoraggio continuo dell'evoluzione normativa e costonte valutazione dedicate alla cyber intelligence o alla crevenzione, manitoraggio. dell'adoguatezza dei madelli di presidio e controlio esistenti; e gestione dai cubar attack; Atività di formazione interno a tutti i livelli sulle tematicite di interesso; Presidi normativi dedicati alla gestione della sicurezza informatica Presidio dei rapporti con la Pubbliga Armicinistrazione a definizione di percorsi per la gestione di oreblematiche ritevanti e per lo sviluppa e alla tutola delle informazioni: Piani operativi di numento della sicurezza anche a livello di sisi del territorio; industriali (italiari ed esteri), azioni di formazione e sensubilizzaz Continuo monitoraggio dell'efficacia e dell'efficienza delle attività del nerschale; di bonifica, Iniziative di comonicaziono mirate; Evoluzione della metsdologio di valutazione della Syber Secynity peruna gestione plu efficiente so efficiee del rischio syber, Assistenza specialistica in favore di Eni SpA e delle Sacietà Contraliate in particolare attravocso uno revisione del modella di stimaldolfimpatto non quotato italiano ed ustere; Attività di audit sulla compliance alle normative anti-carruzione e 233. economico-operativa e del factore di esposizione per singosi asso: > Ref. pag \$9.104 e mag, 108 + Rif. pag. 103

24

83942 518 GOVERNANCE

Integrisà e trasparenza sono i principi che ispirano Eni nel delineare il proprio sistema di Carentate Governance4, elemento fondante del modello di business della Società. Il sistema di governance, affiancondo la strategia d'impresa, è volto a suscenere il rapporto di fiducia fra Eni e i propri stakeholder e a contribuire al raggiuneimento dei risultati di business, creando valore sostenibile nel lungo periodo. Eni è impegnara a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criterà di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e son tutti gli stakeholder. Una confunicazione continua e trasparente con gli stakeholder è essenziale per comprendere meglio le loro esigenze ed è parte

dell'ampegno per assicurare l'effettivo esercizio dei diritti degli azionisti. In tale contesto, cogliendo l'esigenza di approfondire il dialugu con Il mercato, il 30 gennaio 2018 a Londra, in continuità con quanto fatto sin dal 2013, Eni ha organizzato un incontro di "corporate gavernance roadshow" della Presidente del Consiglio di Amministrazione di Shi con i poncipali investitori istituzionali, per presentare, tra l'altro, le principali iniziative intraprese, con un focus sul sistema di controllo interno e di gestiene dei rischi, sull'Advisory Board e suffimpegno della Società, a partire dal Consiglio, a rafforzare ulteriormente la cultura di compliance e in materia di climato change.

La Corporate Governance di Eni

Modello di governance Eni

La Corporate Governance di Eni è orticolata secondo il modella tradizionale, che - fermi i compiti dell'Assombica degli azionisti - attribuisce la responsabilità cella gestione al Consiglio di Amministrazione, le funziuni di vigilianza al Collegio Sindacale e quelle di revisione legale dei conti alla Società di ravisione.

Nomina e composizione degli organi sociali

Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacare di Eni, così come i rispettivi Presidenti, sono nominati dall'Assembleo degli azionisti. Per consentire la presenza di consiglieri e sindaci designati dagli azionisti di reinoranza, le nomina degli Amministratori avviene attraverso il meccanismo del voto di lista.

Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale in carica, nominati nell'aprile 2017 tiro all'assemblea di approvaziono del bilancio 2019, sono composti rispettivamente da 9 e 5 componenti. Tre Consiglierio cale Sindaci effettivi, fra cui il Presidente del Collegio, sono stati nominati da

azionisti diversi da quello di controllo, così garantendo alle mir-oranze un numero di rappresentanti supenore nisputto a quello previsto dalla legge. Par la composizione del Consiglio, "Assemblea dega azionisti ha potuto tener conto degli prientamenti espressi al mercato dal precedente organo in termina di diversity, professiunalità, esperienza manageriale e internazionalità. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e ben diversiticato. La composizione del Consiglio e del Collegia Sindacale è diversificara anche in relazione al genere, con-Eormemente alle previsioni di legge e dell'a Statuto in moteria. Inglire, il nursoro di Aromini stratori indipendenti presenti in Consiglio 123 dei 9 Amministratori in carice, di cui 8 non esecutivi } si conferma superiore alle previsioni statutarie e di autodisciplina.

La struttura del Consiglio

Il Consiglio di Amministrazione ha nominato un Amministratore Delogato e ha costituito al proprio interno quattro comicati, con fonzioni consultive a propositive: il Comitato Contralla e Rischi3, il Camitato Re-

COMPOSIZIONE CDA

[4] liastal 3; dicembre 2018

11 Per nagati appressioners and stremante et Enisirinvis alo Relazize sul genero quali di Eri, platites a del provinci di Eri, platites a de sicuri novement de Scient, riella sezione Governance.

i?) Citiribase all'indipendenza al sena di Entriva, si santa de Codice di Artolissania sono indipendenti Edei 9 km² in tantes (3) Can-Perimento alla composition e Rischi Fri incessed che alment due compress (1) passistem un's de portuna in macri e or dalle, famiana a d ession dei issiti rafica and la presidente de ne ne ne ne ne ne ne scamarch una scilante. A vil proposto, i 19 aprile 2027. I Cocielo di Amministrative de 2 de 4 ctionerii de Considera de cul Pres dena incicala. La tempteidone le Contralia de combi di capciente in in combi di consistenza risita pristin alt aruprio Regals neitu

25 GOVERNANCE

8394258

urer fromusions and musily

Artist

mato il Segretario de! Consiglio, mantenendone altresi il ruolo di Corporate Governance Counsel, con compiti di assistenza e consulenza nei confronti della Presidente, dei singoli consiglieri e del Consiglio stesso, cui riferisce periodicamente sul funzionamento della governance di Eni, Questa relazione consente un monitoraggio periodico de! modello di governance adoctato dalla Società, basato sul raffronto con i principali studi in materia, con le scelte dei peers e le Innovazioni di governo societario contenute anche nei Codici esteri e nei Principi emanati da Organismi istituzionali di riferimento, evidenziando arce di forza ed eventuali aree di ultenare miglioramento del sistema di Eni, In ragione di questo ruolo, è stabilità che il Segretario - che dipende

munerazione4, il Comitato per le Nomine e il Comitato Sostenibilità e Scenari, i quali riferiscono, tramite i rispertivi Presidenti, in ciascuna riunione del Consiglio sui tomi più rifevanti trastati.

Il Consiglio ha, inclore, confermato l'attribuzione alla Presidente di un ruolo rilevante nei contrelle interni, in particolare con riferimento alfa funzione Internal Audit, del cui Direttore propone nomina, remunarazione e risorse, gestendone direttamente il rapporto per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e Jall'Amministratore Defegato, quale amministratore incasicato dei sistema di controllo interno e di gestione dei rischi}; la Presidente è quindi coinvolta nei processi di nomina degli altri principali soggetti di Eni incaricati del controlli interni e gestione dei rischi, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societasi, i componenti dell'Organismo di Vigilanza, il Responsabile del Risk Management Integrato e il Responsabile cella Direzione Compliance Integrata. Il Consiglio, infine, su proposta della Presidente, ha confer-

Si fumisce, di seguito, una rappresenti zione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società riferita al 14 marzo 2019:

gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso,

dalla Presidente - deve essere in possesso di adeguati requisità, an-

che di indipendenza5.

(4) } ir replantello del Control lenuvera estable de almente passiedo a septima in navela in mayella in mayella in mayeria mane del contributive, valuate dal Consigli almanto della non le neuro parte ne consideration de ministrazione di Erini to values a dei 4 combrescent la conserva ed concerner a desperienza eprisioale. Lo compedizione del Cornini diconoscerra ed esperience isulta quindimgiinatia rispecto alle proisisci od previsioni od provinsione proprisioni of proprio Responsi oppi in Satina del Sergetario del Corsiglio e Camarato Governano Coussel (Company Secretary) è disponible sul sincinement di Enl, nelle sectione Goo

$\sim 5\text{–}2\text{ }\upron\text{ }\spadesuit\text{ }\beth\text{ }\beth\text{ }\beth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\veth\text{ }\$

Di seguito una rappresontazione grafica della macrostruttura organizzativa di Eni Spotriferita al 14 marzo 2019:

; }) ประวูตะวัตนะ (Consiglio Clargoriz) (Lingsrus Scretary) (Specie grouplines) (al Classign, precess, while Preserver discinst of Chinal Production in Christian and Consist

e filisti e dell'imministatore Delegato quella minterione o interiona di Sistema di Controllo Interna di Controllo Interne del Richi,

(c) In carica da: 1ª gervaio 2019.

[d] Dal 1 gonnaio 2019, Firo al 91 dicembre 2018, Senior Faccusive Vice President Affori Legin. [e] Dal 18 sestembre 2018.

I processi decisionali

4 Consiglio ha affidato la gestione della Società all'Amministratore Delegato, riservandosi în via esclusiva le attribuzioni strategiche, operative e organizzative più rilevanti, in particolare in materia di governance, sostenibilità", contrallo interno e gestione dei rischi.

Consiglio agli assetti organizzativi della Società, con alcuni importanti interventi in materia di sistema di controllo interno e gestione dei rischi e di compliance.

In particolare, il Consiglio ha deciso di porre la funzione di Risk Management Integrato alle dirette dipendenze dell'Amministratore Delegato e di costituire, parimenti alle dirette dipendenze di quest'ultimo, anche una Direzione competente in materia di Compliance Integrata, separata dalla Direzione Legale.

Assetti organizzativi

Particolare attenzione, nel corso degli ultimi anni, è stata dedicata dal

16) / particane, il consiglio dell'inistrative di sotenililità, i do reu pristical in mada integration in mada integration in custos nella inclus nella inclus nella inclus ne Finaniais Anuale, room elle sene e e gouvaine de in haaring neare recepting integrato. Pe a toptificationeni in terra () hintantieri an imanteni an financiari an imantieri a alla succede della presente Relazione relativa alla Dicitarazione consolidato di caratiere non finanziario, al sensidel DLLes. n. 254/2015.

83942 522

Fra i compati più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave dolla pestione e del controllo aziendale, quali if Birigente Prevosto alla redazione dei documenti contabili societari e il Direttore Internal Audit, nonché la nomina dell'Organismo di Vigilanza e Garante del Codice Etleo di Eni. A tal fine, il Consiglio può avvalersi dell'actività istruttoria del Comitato per le Nomine.

Flusst Informativi

Affinché il Consiglia possa svolgere in modo efficace il progrio compito è necessario che gli Amministratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di adeguate competenze e informazioni. L'attuale composizione del Consiglio, diversificata in termini di competenze ed esperienze, anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse tematiche da più punti di vista. I consiglier i sono inoltre informati tempestivamente e compiutamente sui temi all'ordine del giorno del Consiglio. A tal fine, le riunioni del Cansiglia sano aggesta di specifiche procedure che stabiliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della documentazione e la Presidente assicura che ciascun Amministratore possa contribuire proficuomente alla discussione collegiale. La stessa documentazione è messa a disposizione dei Sindaci. Duesti ultimi, inoltre, oltre a niunirsi per l'espletamento dei compiti attribuiti dalla normativa Italiana al Collegio Sindacale, anche quale "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile", e dalla normativa statunitonse, quale "Audit Committee", partecipano anche alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e del Comitato Controllo e Rischi, per assicurare uno scambio tempestivo di informazioni rilevanti per l'espletamento dei rispettivi compiti nell'ambito del sistema di contrallo interno e di gestione dei rischi della società.

Formazione e autovalutazione

Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente estemo e con la supervisione del Comitato per le Momine, effettua la propria autovalutazione ["Board Review"]}, di cui costituiscono elementi essenziali il confronto con le best practice nazionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari, anche al fine di proporre agli azionisti orientamenti sui profili per la composizione ottimate del futuro Consiglio. A seguito della Board Review, il Consiglio, se necessazio condivide un action plan per migliorare il funzionamento dell'organo e dei suoi comitati. Inoltre, il Consiglio Eni, nel definire le modallia di svolgimento della Board Review valuta anche se effettuare una "Peer Review" dei consiglieri, consistente nel giudizio di ciascun consigliere sul contributo fornito singolazmente dagli altri consiglieri ai favori del Consiglio. La Peer Review, effettuata per quattro volte negli ultimi 7 anni, completata da ultimo hel febbraio 2018 contestualmente alla Board Review, rappresenta una best practice fra le società quotate italiane; Eni è stata una delle prime società italiane a effettuaria sin dal 2012. Anche nel 2018 il Collegio Sinciatale ha svolto la propria autovalutazione, A supporto del Consiglio e del Collegio Sindacate, Eni predispone da diversi anni un programma di Induction, basato sulle presentazioni delle attività e dell'organizzazione di Eni da parte del top management. Inditre, per approfondire i processi industriali di Eni, alla Board Induction si affianca un programma di ongoing training con visite programmate in Italia e all'estero. Nel corso del 2018, in continuità con le iniziative già intraprese, si sono svolte sessioni di formazione attraverso visite ai laboratori delle aree operative upstream e rinnovabili e all'impianto di Zohr in Egitto, quest'ultimo in occasione della riunione del Consiglio tenutasi all'estero.

Si i ilelury goa rucur

à La governance della sostenibilità

La struttura della governance di Eni rispecchia la volontà della Società di integrare la sostenibilità all'interno del proprio modello di business. Al Consiglio di Amministrazione è riservato un ruolo centrale nella definizione, su proposta dell'Amministratore Dellegato, delle politiche e delle strategie di sostenibilità, nell'Identificazione di obiettivi annuali, quadriennali e di lungo termine condivisi fra funzioni e società controllate e nella verifica dei relativi risultati, che vengono anche presentati all'Assemblea degli azionisti.

In particolare, un tema centrale su cui il CdA riveste un ruolo chiave è la sfida legata al processo di transizione energetica verso un futuro low carbon. In tale ambito, il CdA approva iniziazive strategiche e obiettivi di lungo periodo per l'AU e per il management di Eni.

Si evidenzia che nel corso del 2018 Eni ha assicurato il proprio contributo all'iniziativa "Climate Governance" del World Economic Forum [WEF], con il coinvolgimento anche del Consiglio di Amministrazione di Eni.

Altro terna centrale che il CdA presidia è il rispetto dei Diritti Umani, Infarti, a dicembre 2018, il CdA di Eni SpA ha approvaro la Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani. Questo documento rinnova l'impegno aziendale, aflineandolo ai principali standard internazionali in materia di Dicitti Umani e Impresa, a partire dai Principi Guida della Nazioni Unite, evidenziando inoltre le aree prioritarie su cui è concentrato tale impegno.

(2) } Br. ກາງງາມ ສະຖານ ປະເທດໄທ ເປັນອາເອງ ອາ (1919) ຈີ (2010) ຈັດສະຖານ ປະຊາຊົນ ປະຊາຊົນ (2010) ເປັນ ເປັນປຸກຄຸດ ອາເຣຍາ (2018. (8) L'intasion in pone di actesse di lively di construction and Board some a seguindi quanto presido dell'Arcen non a conditional france non le rested Financial Cisclosures [TCFD].

83.942 522

I PRINCIPALI TEMI DI SOSTENIBILITÀ AFFRONTATI DAL CONSIGLIO NEL 2018

Relazione Finanziaria 2017, Inclusa In Dichiatuzione consolidata di carattere non finanziario;

• Relazione sulla remunerazione, che include obiettivl sostenibilità nella definizione dei plant di performance;
• Risultasi HSE 2017:
• · Documento volontario di repostistica di sostenibilità di Eni (ed. Eni for);
• * Scenario di sastenibilità:
• Aggiornamento dolla Dichiarazione ai sensi dello UK "Modern Slavery Act";
• Dichiarazione Eni sul rispetto dei Diritti Umani;
• · Climate Governance,

II Comitato Sostenibilità e Scenari

Nello svolgimento dei propri compiti in materia di sestenibilità, if Consiglio è supportato daf Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito per la prima volta net 2014 dal Consiglio stesso, con funzioni propositive e consultive in materia di scenari e sostersibilità. Il Comitato rappresenta un importante presidio delle tematiche di sostenibilità integrate nel modello di business della Società 16.

L'Advisory Board

Il Consiglio di Amministrazione di Eni del 27 luglio 2017 ha istituito un Advisory Board21, presieduto dal Consigliere Pagani e composto

i La Politica di Remunerazione

La Pulítica sulla Remunerazione degli Amministratori e del top manogement di Eni, in linea con il mode:lo di governance adottato dalla Società e con le raccomandazioni del Codice di notodisciplina, è definita in modo tale da attrarre, motivare e trattenere persone di elevato profilo professionale e manageriale, e da allincare l'interesse del management all'obiettivo prioritario della creazione di valore per gli azionisti nel medio-lungo periodo.

A tal fine, la remunerazione del top management di Eni è definita in relazione ai ruoli e alle responsabilità attribuite, considerando i tiferimenti di mercato applicabili per posizioni analoghe, nell'ambito di panel di imprese con caratteristiche di business comparabili con Ent. Nell'ambito della Politica di Remunerazione Eni assume particolare rillevanza la componente variabile, anche a base azionaria, collegata ai risultati conseguiti, attraverso sistemi di incontivazione connessi al raggiuneimento di obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, che rappresentano compistamente le pricrità essenziali della Società, in cosrenza con il Piano Strategico e con le aspettative di azionisti e stakeholder, alto scopo di promuovere un

da esperti internazionali (lan Bremmer, Christiana Figuares, Philip Lambert e Davide Tabarelli] con il compito di analizzare i principali trend geopolitici, tecnologici ed economici, incluse le tematiche relative al processo di decarbonizzazione, a beneficio del Consiglio stesso e dell'Amministratore Delegato. Nel corso del 2018 l'Advisory Board si è riunito tre volte, nei mesi di aprile, giugno e settembre, per affrontare tematiche relative a dinamiche geopolitiche, posizionamento strategico di Eni in uno scenario di decarbonizzazione, evoluzione dei mercati energetici, trasformazioni dell'inclustria energetica ed energie rinnovabili.

forte orientamento ai risultati e di coniugare la solidità operativa, economica e finanziaria con la sostenibilità sociale e ambientaze, in coerenza con la natura a lungo termine del business esercitato e con i connessi profili di rischio.

Per quanto riguaida in particolare le tematiche di sostenibilità, gli obiettivi dell'Amministratore Delegato, ai fini della valutazione dalla performance annuale, comprendono, anche per il 2019, obiettivi di sostenibilità ambientate e sul capitale umano. Gli chiettivi dei Olrigenti can responsabilità strategiche sono decfinati sulla base di quelli assegnati at vertice aziendale secondo le stesse prospettive di interesse degli stakeholder, nonché su obiettivi individuali, in coerenza con il perimetro di responsabilità del ruolo ricoperto e con quanto previsto nel Piano Strategico della Società.

La Politica sulla Remunerazione è descritta nella prima sezione della Relazione sulla Remunerazione disponibile sul sito internet della Società [www.eni.com] ed è sottoposta, con cadenza annuale, ai voto consultivo degli azioniști in Assemblea.

[10] Frangeish approducioni is Life advisor no lors on La 2018 si rimis al prografio Mariazine sa I governo socience a la provincia in construction in construction in constru ( 11 ) Maggiori informazioni sono disponiali sul situl seuletenet et Eri, nella sezione Governance.

⁽q) \$ trava di negative ti 6 to tota non investici, a conquestioni a conqressissi resistenti to i resultanti to i respendent in conso amblemato e sociale, secondo il modello di businessi insegrato di Ent.

Fir maziaria

83942 182.0.2

OBIETTIVI 2018 AI FINI DEL PIANO DI INCENTIVAZIONE DI BREVE TERMINE CON DIFFERIMENTO 2019

RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI (25%)

INDICATORI

Earning Betore Tax (12,5%) Frae cash flow (12,5%)

[.EVE

Espansione dell'unstream Rafforzamento nel Gas & Power Rasilienza nel downstream Green business

RISULTATI OPERATIVI E SOSTENIBILITÀ DE RISULTATI (25%) IDIMON003

INDICATORI Produzione Idrocarburi (12,5%) Risono esplorative (12,5%)

LEVE Modello fast track Crescita acreage espiorativo Diversificazione

SOSTENBILITà AMBIENTALE E CAPITALE UMANO (25%)

INDICATORI Freissioni CO2 (72,5%) Severity includent Rate (12,5%)

LEVE Decarbonizzazione NSE e sostenibilità

EFFICIENZA E SOLIDITÀ FINANZIARIA 125%1

INDICATORI ROACE adjusted (12,5%) Net Debt/EBITDA adjusted [12,5%)

LEVE Disciplina tinanziaria Efficienza dei costi operativi e G&A Ottimizzazione del sapitale circulante

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischil2

Eni adutta un sistema di controllo interno e di gestione del rischi integrato e diffuso a van livelli dell'assetto organizzativo e societario, basato su strumenti, strutture organizzative, norme, regole aziendali e flussi informativi tra i diversi livelli di controllo e verso gli organi di gestione e contrallo della Società e delle sue contrallate. Il sistema di controlio interno e di gestione dei sischi trova fondamenta anche nel Codice Etico di Eni (parte integrante del Modello 231 della Società), che prescrive i canoni di condotta per una gestione corretta def business, al cui rispetto sono tenuti i componenti del Consiglio, così come i componenti deoli altri oroani sociali e tutte le persone di Eni. La Società ha adottato uno strumento normativo per la disciplina integrata del sistema di controllo interno e di gestione del rischi, te cui linee di indirizzo, approvate dal Consiglio, deliniscono compiti, responsabilità e modalità di coardinamento tra i principali attari del sistema. Nella riunione del 25 ottobre 2018 tali linee di indirizzo sono state aggiornate, dal Consiglio stesso, al fine di tener conto anche delle recenti evaluzioni organizzative e normative interne in tema di Compliance Integrata.

Nel corso del 2018, infatti, è stata completata la definizione del modello di riferimento del processo di Compliance Integrata, che insieme al Modella 231 e al Codice Etico, è finalizzato ad assicurare che tutte le persone che contribuiscono al raggiungimento degli obiettivi di business operino nel pieno rispetto delle regole di integrità, delle leggi e delle normative applicabili in un quadro regotamentare nazionale e internazionale sempre più complesso definendo un processo articolato, sviluppato con un approccio risk based, per la gestione delle attività di prevenzione delle non-conformità. In quest'ottica somo state elaborate metodologie di valutazione dei rischi finalizzate a modulare i controlli, a calibrare le attività ci monitoraggio e a planificare le ottività di formazione e comunicazione in funzione del rischip di compliance sottostante le diverse fattispecie, per massimizzatne refficacia e l'efficienza, Il processo di Compliance Integrata è stato disegnato in modo da stimofare l'integrazione tra chi opera nelle attività di business e le funzioni azlendali poste a presidio dei vari rischi di compliante, siano esse interne o esterne alla Direzione Compliance Integrata.

Inoltre, nel mese di ottobro 2018, il Consiglia di Amministrazione di Eni ha approvato, su proposta dell'Amministratore Delegato, con parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi, la normativa interna in materia di Ahuso delle Informazioni di Mercato [Emittenti] che, aggiornando per gli aspetti relativi agli "emittenti" la precedente normativa Eni, recepisce le modifiche introdotte dal Regolamento n. 596/2014/01E del 16 aprile 2014 e dai relativi Regolamenti di attuazione, nonchè dalle nurme nazionali, tenendo conto degli orientamenti istituzionali italiani ed esteri in materia.

La normativa disciplina i principi di comportamento per la curela della riservatezza delle informazioni aziendali in generale, per promuoverne il massimo rispetto, come richiesto anche dal Codice Etico di Eni e dalle misure di sicurezza aziendali. Eni riconosce, infatti, che le informazioni sono un asset strategico, che deve essere gestito in modo da assicurare la tutela degli interessi dell'impresa, degli azionisti e del mercato.

Parte integrante del sistema di controllo interno di Etti è il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria, che ha l'obiettivo di fornire la ragionevole certezza sull'attendibilità dell'informativa firanziaria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produre cale informativa in accordo con i principi contabili internazionali di generale accettazione. La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria è affidata all'Amministratore Delegato e al Chief Financial Difficer di Eni che ricopre, inoltre, il ruolo di Oirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari. Un ruolg centrale nell'ambito del sistema di controllo interno e di gestiane dei rischi della Società è svolto dal Collegio Sindacale che, oltre alle, funzioni di vigilanza e controllo previsto dal Testo Unico della Flojanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e sull'afficacia de sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, in coerenza con quanto previsto dal Codice di Autodisciplina, anche nella veste diff "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile" (al gens della normativa italiana, e di "Audit Committee"ai fini della normativa staturitense.

EXPLORATION & PRODUCTION

REDDITIVITÀ VS. BRENT

30

ECCELLENZA OPERATIVA

(siara leiro arburi (min boa/giono) · Emissioni oi GHG/produzione torda ell Idrocarburi - 100% operata (tonnellato di CO2eq/migliais di boe)

EVOLUZIONE RISERVE CERTE (mild boe)

• Riserva berte
• · Promozioni organiche nette 2015 ·2018
• @ Produzione 2015-2018
• · Portfolio 2015-2015

"Performance dell'anno

• Lindice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) si attesta allo D,3D, confermandosi ad un livello più basso rispetto alla media defisettore. Si conferma l'impegno Eni nella sensibilizzazione e diffusione della sultura della sicurezza, raggiungendo una ricuzione del 46% risperto al 2014.

• e Emissioni da flaring in riduzione dell'8% rispetto al 2017 per effetto del raggiungimento della configurazione di zero flaring nel campo di Burun in Turkmenistan e della riduzione del flarlog di emergenza. Tale performance è in linea con il nostro obiettivo di zero routine flaring al 2025, Nel 2018 Ehi ha investito €39 milioni in progetti di flaring down, in particolare in Nigeria e Libia.
• a. L'indice di intensità GHG upstream è migliorato del 6% rispetto al 2017 e del 20% rispetto al livello 2014 grazie, in particolare, alla riduzione delle emissioni da flaring, al contributo dei campi a gas di Zohr in Egitto e di Jangkrik in Indonesio, oltre all'incremento produttivo di Golfat in Norvegia, asset a minore intensità emissiva rispetto alla media upstream. Questi trend sono in linea con l'abiettivo di riduzione del 43% nel 2025 vs. 2014.
• x Volumi di acqua reiniettato al 60% grazie al proseguimento delle iniziative in diversi siti productivi, in parcicolare in Egitto ed Ecuador.
• » Nei 2018 il settore E&P ha più che raddoppiato l'utile operativo adjustod rispetto al 2012, raggiungendo il livello più elevato degli ultimi quattro anni. Tale trend riflette più che proporzionalmente il rafforzamento dello scenario Bront dei primi dieci mesi (+31% la quotazione media annua del Brent in dallari) e la crescita produttiva, sastenuta dal maggiore contributo di banili a più elevato profitto unitano.
• · Produzione di idrocarburi record pari a 1,851 milioni di boe/giorno [+2,5% rispetto al 2017 a prezzi costanti}. Il contributo da avviif ramp-up nell'anno è stato di oltre 300 mila boe/giorno.
• Le riserve coste di idrocarburi al 31 dicembre 2018 ammontano a 7.15 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del masker Bront di 71,4 \$/barite. Il tasso di rimpiazzo all sources è del 124%; tasso di rimpiazzo organico del 100% [105% a prezzi costanti). Media triennale del tasso di rimpiazzo organico pari al 131%. La vita utile residua delle riserve è di 10,6 anni [10,5 anni nel 2017 ).

=1021041

Fir an gimrig

BPASTA

00942525

Gestione del portafoglio

• i Firmati accordi di importanza strategica con Emirati Arabi Uniti, Oman e Bahrain, In particolare gli accordi raggiunti negli Emirati Arabi Uniti e in Oman includona l'esplorazione. Ilo sviluppo e la produzione di campi a olio e gas, offshore e onshore. L'intesa raggiunta col Bahrain creerà ulteriori opportunità esplarative offshore, Innovazione tecnologica, compatenza scientifica, velocità di start-up e collaborazione con i Paesi ospitanti, hanno consentito ad Eni di consolidare la propria presenza in un'area fondamentale per lo sviluppo dell'industria energetica:
• ocquisiti i due Concession Agreement della durata di 40 ami per l'Ingresso con una quota del 5% nel giacimento in produzione a olto di Lower Zakum e con una quota del 10% not giacimenti in produzione a olio, condensati e gas di Umm Shaif e Nasr. nell'offshore di Abu Dhabi:
• assegnata una quota del 25% nella concessione offshore denominata Ghasha in Abu Dhali, che comprende i giacimenti a gas Hail, Ghasha, Dalma e altri campi offshore situati nella regione di Al Dhafra. Lo start-up produttivo è previsto nel 2022. Nel gennaio 2019, Enì si è aggiudicata l'operatorship con una quota del 70% nei Blocchi esplorativi Le 2 nell'offshore del Paese:
• nell'offshore dell'Oman è stato assegnato il Blacco esplorativo 47 ed è stato finnato un Kead of Agreement per il Blocco esplorativo 77 nell'onshore del Paese. Eni svolgerà il ruolo di operatore in entrambi i blocchi con una quota del 90% e del 50%, rispettivamente;

Esplatazione

• ... L'attività esplorativa si conferma ancora elemento distincivo del modello upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi competitivi, assicurando fiessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo periodo. Nel corso del 2018 sono state aggiunte 620 milioni di boe di risosse equity. Importanti scoperte/appraisal sono state effettuate in Egitto, Cipro, Norvegia, Angola, Nigeria, Messico ed Indonesia, Rizasso di successo commerciafe raggiunge il 66% in quota Eni, il più elevato degli ultimi diciotto anni.
• : Finalizzato un accordo in Libia con la National Oil Corporation e BP per rilanciare l'esplorazione nel Paese. L'accordo rafforza la partnership nell'ambito di iniziative di sviluppo sociale attraverso l'attuazione di programmi specifici di istruzione e formazione.
• Assegnati i Blacchi 4 e 9 nell'offshore profondo del Libano. Eni possiede di entrambi i blocchi una quota del 40%.
• : Acquisite 124 nuove licenze esplorative con una quota del 100%. Le licenze sono localizzate nell'Eastern North Slope in Alosko, considerata un'area ad alto potenziale minerario, in prossimità di facility productive esistenti.
• : Sottoscritto il contratto petrallifero per i diritti di esplorazione e sviluppo del Blocco offshare A5-A nelle acque profonde deflo
• firmato con l'Autorità Nazionate per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain un memorandum d'intesa con l'objettivo di perseguira future attività di esplorazione nel Blocco È, un'area offshore ancora in gran parte inesplorata situata nelle acque territoriali settentrionali del Paese:
• acquisite tre concessioni esplorative onshore dell'Emirato di Sharjah.

· Qual Exploration Model:

• cessione a Mubadala Petroloum, società degli Emirati Arabi, del 10% della concessione di Shorouk nell'offshore dell'Egitto, nella quale si trova il giacimento supergiant a gos di Zohr,
• difuita la partecipazione del blocco esplorativo Nour con l'ingresso di BP con una quota del 25% e di Mubadala con la quota del 20%;
• firmati accordi in Messico per lo scambio di quote oi partecipazione di asset esplorativi con la società Lukoil;
• firmato accordo per la cessione, nell'offshore del Messico, di una quota del 35% nella libenza operata di Azea 1 dove sono statis scoperti 2,1 miliardi di boe in posto alla società Datar Petroleum.
• « Rafforzamento della presenza in Norvogia grazie el closing dell'accordo di fusione tra la consociata Enl Norge e Point Resources con ia creazione di Var Energi, joint venture valutata all'equity (Eni 69,6%] che svirupperà le attività dei due partner in Norvegia con target produttivo di 250 milla boe/giorno atteso nel 2023.

Zambesi, în Mozambico. Il blocco sarà operato da Eni con una quota del 59,5%.

• · Assegnata l'operatorship delle licenze Area 24 con una quota del 65% e Area 28 con una quota del 75%, nell'offshore del Messico.
• · Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato attraverso l'acquisizione di circa 29.300 chitometri di nuovo acreage.
• · L'attività esplorativa e di appraisal è stata pari a €750 milioni [€715 milioni nel 2017 ] ed include gli investimenti di ricerca esplarativa ed i costi di prospezioni, studi geologici e geofișiaj spesati nel corso dell'esercizio. L'attività esplorativa e di appraisa ha riguardato circa il 45% del totale dell'attività nel 2018 ed è stata eseguita in particolare in Indonesia, Norvegia, Stati Uriți, Angola e Vietnam.
• s I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2018 sono pari-a € 380 millioni (€ 525 milioni nel 2017) ed includono le radiazio di pozzi di insuccesso pari a €93 milioni (€252 milioni nel 2017 J relativi anche alla radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con elefto negativo. Le radiazioni hanno riguardato principalmente i progetti in Vletnam e Marocco. A fine esercizio risultano 80 pozzi in progress [40,3 in quota Eni].

• « Nel corso dell'anno conseguito il ramp-up, in anticipo rispetto alle previsloni, dei grandi progetti ad elevata marginalità come Zohr e Noroos in Egitto, Jangktik in Indonesia, OCTP in Ghana nonché Nenè Marine fase 2 in Congo. Inoltre come pianificato sono stati avviati i giacimenti Ochigufu, Vandumbu e UMB nel Blocco operate 15/06 in Angola, OCTP fase gas a sostegno del mercato domestico del Ghana e Bahr Essalam fase 2 e Wafa compression in Libia.
• · Ottenuti dai partner della joint venture di Area 4 impegni d'acquisto di fungo termine del GNL nell'ambito del progetto Royuma LNG, passo decisivo per la decisione finale d'investimento della prima fase del progetto per la realizzazione di due treni di liguefazione da 26 milioni di topnelfate/anno ciascuno e per assicurare i relativi finanziamenti.
• · Sanzionati i programmi di sviluppo dei giacimenti di Cabaça North & Cabaca South-Sast UMA/5 nell'ambito del progetto operato East Hob nel Blacco 15/06 in Angola. Lo start-up è previsto nel 2021. Inoltre è stato firmato un emendamento del PSA del Blocco 15/06 per l'ampliamento della superficie esplorativa nell'area peridentale del blocco. L'accordo conferma la strategia Eraj di rapida messa in produzione delle scoperte beneficiando delle sinergie con le facility productive esistenti.
• « Approvati i progetti di sviluppo operati relativi all'Area 1 in Messico con start-up del progetto pilota alteso nel 2019 e alla scoperta Merakes in Indonesia, in sinergia con le infrastruitture esistenti del campo fangkrik. Nel corso dell'anno sanzionati complessivamente sei progetti di sviluppo (oltre a quelli citati; in halia, Egitto e Congo).
• Firmato un accordo per l'acquisizione della restante quota del 70% e l'operatorship del campo in produzione di Oooguruit. Il giacimento, situato nei Mare di Beaufort, nel North Slopa dell'Alaska, è in produzione dal 2008, Gli impianti di produzione garantiscono condizioni operative in totale sicurezza e hel rispetto dell'ambiente, fontitre Eni potrà fare leva sulla cooperazione e sufle eccellenti relazioni esistenti con le comunità locali. L'acquisizione consentirà a Eni di aumentare immediatamente la propria produzione in Alaska e di imprementare importanti ottimizzozioni e sínergie operative con il giacimento operato di Nikaitchuq.

Approvata l'estensione di dieci anni degli asset situati nella Great Nooros Area, una delle aree plù prolifiche del Delta del Nilo, nell'offshore dell'Egitto. L'estensione rafforza il portafoglio gas di Eni, consolidando la strategia di esplorazione "near field" che ha rivitalizzato la produzione operata nell'area del

Oeita del Nilo. Inoltre, le Autorità egiziane hanno autorizzato l'estensione della concessione di Ras Gattara per un ulteriore periodo di cinque anni. A seguito di questa estensione, una nuova campagna di perforazione sbloccherà le restanti riserve di idrocarburi e consentirà ultcriori attività d'esplorazione all'interno del bacino del Deserto Occidentale.

• : Firmato nel marzo 2019 un accordo con Qatar Petrofoum per la cessione di una quota del 30% nel permesso operato di Tarlaya Offshore Shallow in Marocco. A seguito dell'accordo Eni manterrà l'operatorship con una quota del 45%. L'operazione è soggetta all'approvazione da parte delle competenti Autorità de! Passe.
• Firmato un accordo di cooperazione con United Nations Development Programme (UNDP) con l'obiettiva di contribuire allo sviluppo sostenibile e favorite il raggiungimento degli SOGs, in particolare l'accesso universale all'energia entro il 2030, azioni volte a combattere i cambiamenti climatici e la protezione, Il ripristino e l'uso sostenibile dell'ecosistema. L'accordo conferma l'impegno di Eni nell'ambito dell'accesso all'energia, soprattutto in Africa, e come sia parte integrante del onstra modella di business.

• Firmato con la FAO [Food and Agricuiture Organization] un accordo di collaborazione per promuovere l'accesso all'acqua pulita e sicura per uso domestico e per irrigazione in Nigeria, in particolare nell'arca nord-est, tramite la realizzazione di pozzi. In particolare, la FAO fornirà supporto all'individuazione delle zone di intervento, nonché collaborazione tecnica e know-how, mentre Eni perforerà i pozzi, li doterà di sistemi fotovoltaici, e garantirà formazione all'uso e alla manutenzione mirate alla sostenibilità a lungo termine.

• Gli Investimenti di sviluppo netti sono pari a circa €6 milfardi (€6 miliardi nel 2017) al netto della quota di investimenti 2018 relativi al 10% del giacimento Zohr 1€ 170 milioni), oggetto di cessione con efficacia economica retroattiva a inizio esercizio, che sono stati rimbersati a Eni da parte del buyer al closing della transazione avvenuto a fine giugno, nonché degli anticipi commerciali incassati per il finanziamento di Zohr [€ ZBO milioni].
• . Nel 2018 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del sectore Exploration & Production è stata di €96 milioni (€83 miliani nel 2017 | .

RISERVE

GENERALITÀ

I criteri adottati per la volutazione e la classificazione delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, sono in linea con quanto provisto dalla "Regulation S-X Rule 4-10" emessa dalla Security and Exchange Commission (SEC). In particolare sono definite "riserve certe le quantità stimate di liguidi (compresi i conderssati e i liguidi di gas naturale) e di gas naturale che, sulfa base dei dati geologici e di ingegneria, potranno con ragionevole certezza essere recuperate alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento della valutazione.

I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt's Marketwire, salvo i casi in cui il foro calcolo derivi dall'applicazione di formata contrattuali in essere. I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura nilevati il primo giomo di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio: eventuali successiva variazioni sono considerate splo se previste da contratti in essere. I metodi alla base delle valutazioni delle riserve honno un margine intrinseco di Incertezza. Nonostante l'esistenza di autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle fiserve, la foro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nal tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell'acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe relative ai contratti di Concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riserve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recoperare (Cost oil] e della remunerazione fissata contrattualmente {Profit oil}. Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.

GOVERNANCE DELLE RISERVE

Eni ha sempre esercitato un contralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve ha il compito di: [i] ossicurare il processo di certificazione periodica óelle riserve certe; [i] mantenere costantemente aggiornato le direttive per la foro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; e (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve. Le direttive sono state verificate da SeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore3; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un'interpretazione ragionevale e in linea con le pratishe diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di astrazione e produzione operate da altri soggetti.

la processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura intema di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità ope-

rative [unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators [LRE] che effettuano la valurazione e la classificazione delle riserve tecniche (prafili di produzione, costi di investimento, costi aperativi e di smantellamento e di ripristino siti]; (ii) l'unità di Ingegneria del Petrolio e funità Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che honno subito variazioni significative ed i costi operativi: (ifi) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e la stato dei progetti; (iv) Il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che elfettua la valutazione economica deile riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi degli Head Guarter Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delte riserve e ne consolida i volumi.

Il responsabile del Dipartimento Riserve ha frequentato l'Università degli Studi di Mllano conseguendo la Laurea in Fisica nel 1998 e possiede un'osperienza di oltre 30 anni nol settore petrolifero e oltre 20 anni nella valutazione delle riserve.

Il personale convolto nel processo di valutazione possiede requisiti di professionalità adeguati alla complessità del compito ed esprime il proprio giudizio nel rispetto dell'indipendenza e della deontologia professionale. In particolare fa qualifica professionale dei Reserves Evaluators è conforme agli standard internazionali definiti dalla Society of Petroleum Engineers.

VALUTAZIONE INDIPENDENTE DELLE RISERVE

Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione2 indipendente, paralleta a quella interna, di una parte a rotazione delle ciserve certe. Le descrizioni della qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei zapporti rilasciati dalle società indipendenti3. 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 ed altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle i iserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della devlazione, l'analisi dei dati PVT [pressione, volume è temperatura], mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/ campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di svilluppo, costi operativi e di sviluppo futuri. Fer la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni pontrattuali future ed ogni altra informazione nocessaria alla valutazione: Le risultanze dell'attività indipendente condotta nel 20183 da Rugger Scott Company, DeGolyer and Mac Naughton e Societe Gegeleile de Surveillance (SGS) hanno confermato, come in passato, forragia volezza delle valutazioni interne,

In particolare nel 201B sono state oggetto di valutazioni inglipan denti riserve certe per circa il 26% delle riserve Eni al 31 discembre

(1) l tepur vegli nasenti sano asponibil sol sil all'holfre to www.eni.com nella strong Documentazionellezhan Fringabria Anuale 2006. (1) (1) (2001 (2001) a sedena Delesperial sul 6 starparta, a parire de 2023, a che la sacistă ligner Sol. M (218 ha (aminours cenillation) (10 la forminum cenillation (10 la

orietà 555 (3) I report de giorne in disperibit sul sin a fil al Indiciz a www.eri.com nella sedone Bocusentaz contribution i relientalization finanziri Annuale 2008

83942 528

1. Nel triennia 2016-2018 le volutazioni indipendenti hanno figuardero it 95% del totale delle ciserve certe. At 31 dicembre 2018 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell'ultimo triennio è M'Boundi [Congo]

EVOLUZIONE

Le riserve certe a fine periodo includono la quota Eni delle riserve di società collegate e joint venture valulate con il metado del patrimonio netto. L'evoluzione delle riserve certe nell'esercizio è stata la seguente:

Riserve certe di 31 dicembre 2017	miliani di bae		6.430		560		e "aan
Nuove scoperce ed estensioni, revisioni di precedenti stime e miglioramenti da recuparo assistito (escluso l'effetto prozzo)		813		102]		711
EFF ctto prezzo		( घ I )				(ээ)
Promozioni rette			772		ਿੰਗ ਗੋ		673
Portfollo			(196)		362		165
Produktione			(650)		(56)		[676]
Riscree certe al 31 dicembre 2018			6.356		797		2.453
spornostie partesquiri in asse ]	(2)						124
Tasso di rimplazza arganico							100
Taaso di rimplazzo organico, al notto doll'affotto prezzo							105

Le riserve certe al 31 dicembre 2018 sono pari a 7.153 milloni di boc, di cui 6.356 milioni di boe relative alle società consolidate. Le promozioni nette di 673 milioni di boe seno riferite a; [3] nuove scoperte ed estensioni [-169 milioni di boc), a seguito principalmente della decisione tinale di investimento dei progetti operati di Area 1 în Messico, Merakes in Indonesia ed Argo e Cassiopea in Italia; (ii) revisioni di precedenti stime (+491 milioni di boe l riferite all'avanzamento nello sviluppo dei progetti in partafoglio quali Tohr e Nidoco NW in Egitto e Kashagan in Kazakhstan; e (iii) miglioramenti da recupero assistito [+13 milioni di ace] in particolare in Egitto ed Iraq. Le promozioni includono il declassamento delle riserve certe non sviluppate relative a un progetto mineratio a causa del deterioramento del contesto operativo locale ( 106 milioni di boe).

Le promozioni sono penalizzate da un effetto prezzo negativo di 38 milioni di bee dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento da 54.4 \$/barile nel 2017 a 71,4 \$/barile del 2018.

Il partfolio di 166 milicai di boe è riferito a: [i] l'acquisto di riserve certe relativo all'ingresso nei due Concession Agreement di

Lower Zakum e di Umm Shaif e Nasr in Abu Dhabi; {ii] la fusione tra Eni Norge AS e Paint Resources A5: e (iii) la cessione del 10% del progetto Zohr a Mubadala Petroleum e di altri asset minori. Il tasso di rimpiazzo organicos delle riserve certe si attesta al 100% e all sources al 124% e tiene conto del declassmento delle riserve certe non sviluppate relative a un progetto minerazio focrrispondente a 15 punti percentuali di tasso di rimpiazzo).

La vita utile residua delle riserve è pari a 10,6 anni (20,5 anni nel 2017 ).

RISERVE CERTE NON SVILUPPATE

Le riserve certe non sviluppate al 32 dicembre 2018 ammontano a 2.309 milioni di boe, di cui 1.122 milioni di banli di fiquidi localizzati principalmente in Africa e Asia e 183 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa. Le società consolidate possiedano riserve certo non sviluppate per 975 milioni di barili di liquidi e 173 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell'esercizio è rappresentata dalla seguente tabella:

rniliani di boa )
Risarve corto non sviluppato al 33 dicembre 2027	2.629
Conversione a riserve certe avifuppate	(777)
Nuove scoperto ed estendioni	166
Revisioni di precedenti stime	22日
Miglioromenti da recupero assistito	6
Acquisizioni	280
Cossioni	(273)
Riserve corte non avNuppate at 31 dicembre 2018	2 359

[4] incluse le risurva celle società in Joint venture e collegate.

17 1 Lass di linklazza organiza della diserenti dalle risene cente (al neto dele ressus in e sopsistion i dota no in podzining i la production dell'anca) e la productions de surces è l'arcente et inventent de liste con press le optrainni discriaf of e la produine de l'anno. Un vakat propriore al liCS binitis connection a l'OS bindino connection a cere con superiori a voltand di views policies in propezo dolde risent non poi essere curisistenti un indonore prismance productive four periormance productive four perior ma ระบินุรอยุค () ซึ่ง (1) ซึ่ง (1) ซึ่ง (1) ซึ่ง (1) ซึ่ง (1) เป็นตัว (1) เปรียบริเทค (1942) (1942) (1942) (1942) (1947) (1987) (1987) (1987) (1987) (1987) (1997) (1997) (1997) delle information of the regioneralisment in the first gegallici, issti gegallici, issubject, non annumal, levoluzione del prezident del problem del prezident de la partille

Firmin Tim '1 =

Nel 2018 le riserve certe non svišuppate sono diminuite di 320 milioni di boe a seguito essenzialmente di: (i) avanzamento nella comversione a riserve certe sviluppate (777 milioni di boe ); [ii] nuove scoperte ed estensioni (166 millioni di bae), a seguito principalmente della FID dei progetti Area 1 in Messico e Merakes in Indonesia; [iii] revisioni di precedenti stime [278 milion] di boe ] principatmente per il'avanzamento del progetto di sviluppo di Zolir in Egitto. Le revisioni di precedenti stime includono il declassamento delle riserve certe non sviluppate relative a un progetto minerario a causa dol deterioramento del contesto operativo locale [106 milioni di boe]; [iv] miglioramenti da recupero assistito [6 milioni di boe) in particolare in Iraq; (v) cessioni {273 milioni di boe} riferite alle citate vendite di quote di partecipazione in Egitto ed altri asset minon; e (vi) acquisizioni (280 milioni) riferite alle citate Abu Dhabi e il progetto di fusione in Norvegia.

Durante il 2018, Eni ha convertito da riserve certe non sviluppate a riserve certe sviluppate 777 milioni di boe a seguito dell'avanzamento delle attività di sviluppo, degli start-up della produzione e della revisione di progetti. I principali passaggi a siserve carte sviluppate sono relativi ai giacimenti di Zohr in Egitto, Kashagan in Kazakhstan, Basir Eassalam e Wafa in Libia e Sankofa in Ghana.

Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell'anno sono pari a circa €6,2 milliardi.

La maggior parte delle riserve certe non sviluppare vengono riclassificate a riserve corte sviluppate generalmente in un arco tempo-

rale che non supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capacità degli Impianti o l'esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono candizionare il tempi di evvio e il livelli di produzione. Le riserve certe non sviluppate di 0,6 milliardi di boe rimaste tali per 5 o glù anni sono diminuite di 0,4 m-illardi di boe rispetto al 2017 a seguito dell'avanzamento dei progetti di sviluppo in Xazakhstan, Iraq e Libia nonché del doclassamento delle riserve certe non sviluppate relative a un progetto minerario a causa del deterioramento del contesto operativo facale. Le riserve certe non sviluppate rimaste tali per 5 o più anni sono concentrate principalmente: (i) in Kazakhisran (0,1 miliardi di boe) nel giacimento di Kaskagan relative al completamento dello sviluppo in corso (per maggiori informazioni v, Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo - Kashagan); [ii) in iraq (0,1 miliardi di boe} nel giacimento di Zubair dove lo sviluppo delle residue riserve avverrà con la perforazione di nuovi pozzi di produzione che saranno allacciati alle strutture esistenti già dimensionate in funzione del platesu produttivo atteso di 700 mila boe/giorno; e (iii) in aicuni giacimenti a gas in Libia (0,4 miliardi di boe) dove lo sviluppo delle riserve e gli avvii in produzione sono programmati in funzione dell'adempimento degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine.

83942 530

Riserve certe di petrolio e gas naturale

	barilit a condensati miliani di Petrollo	Հակi Gas miturale [miliani di mesri	di boc) drocerburg Irlogiius	milions di barili) Condenzat Petrolla	cubi) 0 antitusti (miliozi) mesti di	(miFinni di boe) inquesdata	e condans atl [milioni di barlh] Petrolio	спрі) uas namisla inetri (mili ori ਦ	(milioni di Luce) Idzocarburi
Società consolidate		2018-2018 .		2019 1	2017 3:2	್ರಾಧ್ಯಕ	6.5 3	2016 53	2017
ltalla	200	33-0288	126	215	32-003	422	175	27.648	354
Swikippote	122	27.744	336	183	27.962	350	132	23.025	287
Non sviluppote	52	6.214	ਉੱਤੇ	46	4.041	ે ર	રી વે	3,723	ﻦ
Resto d'Europa	ਸੰਬ	ਰੋਂ ਹੈ ਟੋਟ	106	360	52,330	ਵਨਵ	264	24.889	425
Sviluppote	44	8.202	ਰਤ	245	21.825	350	ડેડા	22.674	374
al Dufunins day	1	553	4	141	3.502	155	3P	2.215	ਦੇ ਹ
Africa Settentrionala	493	84°66'5	1.025	476	88,071	1.052	454	105.872	т тэд
Svilupporte	317	40.967	582	30G	34.913	532	287	49.054	હવદ
Non sviluppete	178	40.895	440	270	54.158	રુદ્રે ત	167	56.818	ਟੇਡੇ ਕੈ
Egfito	27 9	149,368	1.246	280	015. 210	1.078	281	156-316	1.293
Sviluppota	133	04.332	764	203	40. 228	463	505	22.630	ਤੇ ਟੋਡ
Nan sviluppate	128	55.034	482	77	92.982	615	76	133.686	বিশ্ববিদ্যালয়ৰ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম কৰিছিল। তেওঁ প্ৰথম
Africa Sub-Saharlana	718	99-240	1.361	764	103.629	1-436	802	78.369	1-375
Sviluppats	ਜੋਣ ਹ	52.973	195	546	47.949	ନ୍ତ ରୂପ	507	45.769	ದಿವಿದ
Non sviluppote	IEP	45.267	498	219	55,6880	580	305	31.800	ട്ടുഴ
Kazakhsten	704	66.324	1.086	766	59.687	1.150	7 57	70.349	1.282
Svilupporte	587	52.263	ਤੋੜੇ	547	53.179	ਜ ਦੇ ਤੇ ਹ	556	63.391	ਰੁੱਝ ਦ
Non sviluppate	217	4.051	TAT	STA	6.518	259	241	6.958	55
Resto dell'Asia	476	34.446	200	232	30.133	427	307	28.39 €	ਵਰੋ ਹ
	ટકટ	23.271	403	ਉਡ	24 376	239	124	ਨ ਗੋਟਾ	175
Sviluppose	224	11.175	297	। ਦੇ ਹ	5.757	। ਉਰ	(83	20.484	316
Nen svilupporte	256	7.83 ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤ	302	1 22	£.370	503	1 63	9. 993	227
America		4.351	170	রবর্তা	4.842	176	143	3.580	205
Sviluppate	143			18	1.528	27	20	ਸੀ ਤ	22
Non sviluppate	100	3.488	135			137	E	20.054	245
Australla a Oceania	5	18-435	2 ટેસ્ટ	7 5	20.054	101	B	25.855	। र न
Sviluppato	5	12738	87		14.709		ﻠ	5.142	34
Nen svillippete		5.638	38	2	ਟ ਜੋ ਕਰਦੇ	36		555.755	6-613
Totale sociata consolidate	3.183	490.522	6.356	a 255	489.557	\$.430	3.230	261.756	3.884
Support	2.200	377.199	4.261	5.220	269.987	9.962	2.150	561.039	2.729
Non svituppate	ਕ ਟੈਟ	175-323	2.095	1.042	218.570	2,463	1.040
Società fo Joint venture e collegate
Resto d'Europa	297	10.202	363
Sviluppote	ન ટેન્દ	7.836	205
Non sviluppore	143	2.388	158
Africa Settenfronato	। र	385	14	15	371	14	13	414	14
Sviluppore	II	382	14	12	371	દિવે	1.7	414	14
at addituins uny
Africa Sub-Ssharishe	12	8.768	68	15	9.879	75	12	10.421	집 2
appade	0	2 633	27	h	2.348	20	6	2.927	29
Non sviluppate	4	7.155	ਦੀ	б	7.531	ਦੇ ਦ	7	7-494	ਦੇ ਦੇ
Resto dell'Asia					41	1		148	2
Suluppate					42	1		143	ਨ
Appedialins USA
America	37	48.613	355	a a c	57 3 BS	470	140	08.633	779
Sviluppote	32	48.613	347	25	51.505	35d	22	50,445	340
supportus not	5		5	211		111	118	48.188	ਥੇ ਤੋਂ ਹੋ
ale società la joint vonture e collagate	ਤ ਨੇੜ	67.985	797	160	61.786	ਵੇਟ ਹ	168	109.617	877
Sullupporta	રેપર	58.444	ਦੇ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਵੱਡ ਤੋਂ ਵੱਡ ਤੋਂ ਵੱਡ ਤੋਂ ਵੱਡ ਕੇ ਉੱਤੇ ਕਿ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਕੀਤੀ ਹੈ। ਇਹ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ ਵਿੱਚ ਇੱਕ	43	54.265	394	ਕੰਤ	23.935	391
and article parte	152	છે. રહ્ય	214	117	7.531	168	125	55.682	486
otale Iserve cette	3.540	558.507	2.123	3.422	251.359	6.990	3,398	632.412	7-490
sufferppete	2.413	375.843	4.844	5,263	324.252	4.961	2.233	315.881	4,275
spodarius ups	1.127	182.854	2.309	1.159	227.101	2,629	1.165	316.721	3.215

Frij firlariund

finarains

00942 534

IMPEGNI CONTRATTUALI DI FORNITURA

Eni, tramite te socletà consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di guesti contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili. Eni, sulla base dei contrarti o degli accordi esistenti, ha l'obbligo contrattuale di consegnare, nell'arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari a circa 536 milioni di bee, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente in Algeria, Australia, Eglito, Ghana, Indonesia, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela.

I contratti di vendita prevedono vazie formule di prezzo fissa e varlabill legate generalmente ai prezzi di mercato del petrolio, del gas naturale o di altri prodotti petroliferi. Il management ritiene di poter soddisfare gli impegni contrattuali di fornitura în essere principalmente tramite la produzione delle proprie riserve serte sviluppate e in alcune circostanze integrando le proprie disponibilità con acquisti di prodotto da terzi. La produzione è prevista coprire circa l'88% degli impegni di fornitura, Eni ha rispettato tutti gli impegni contrattuali di consegna ad oggi in essere.

PRODUZIONE

La produzione di idrocarburi del 2018 è stata di 1,851 milioni di boe/giorno, la media annua più elevata di sempre. La performance riflette il contributo dei remp-up dei progetti del 2017 in particolare in Egitto, Indonesia, Angola, Congo e Ghana e degli start-up 2018 (per un contributo complessivo di altre 300 mila boc/giarno), le maggiori produzioni di Kashagon, di Goliat e di Val d'Agri, nonche l'ingresso nel due Concession Agreement offshare in produzione di Lower Zakum [5%] e Umm Shaif e Nasr [10%] negli Emirati Arabi Uniti, Jali fattori sono stati parzialmente compensati dai minosi entitlement nei PSA per l'effetto prezzo, dai minori volumi di gas prodotti in alcuni Paesi a causa di eventi esogeni, dai declipi di giacimenti maturi e da alcuni effetti one-off (chiusura del contratto Intisar in Libia e fermate straordinarie]. Escludendo l'effetto prezzo nei contratti PSA di cisca 10 mila boe/giorno, la produzione dell'anno è in crescita del 2,5%.

La produzione di petrolio è stato di 897 mila barils/giorno. I ramp-up del periodo e l'ingresso nelle attività produttive degli Emirati Arabi Uniti sono stati parzialmente compensati dall'effetto prezzo e dal declino dei giacimenti maturi.

La produzione di gas naturale è stata di 149 milioni di metri cubirgiorno. Il contributo dei ramp-up/start-up è stato compensato dagli effetti degli eventi esogeni in alcuni Paesi.

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 625 milioni di boe. La differenza di 50,6 milioni di boe rispetto alla produzione di 675,6 milioni di hoe è dovuta essenzialmente ai volumi di icrocarburi destinati all'autocorssumo [43,5 milioni di boe ], alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio e condensati (320 milioni di barili) è stata destipata per circa il 20% ai settori mid-downstream, La produzione vonduta di gas naturale (47,1 miliardi di metri cubili) è stata destinata per circa il 20% al settore Gas & Power,

83942/532

Produzione annuale di idrocarburi!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!

logale	324	54,4	676	311	54,4	653	321	49,6	은 약 각
	5	3,3	ટેક	7	3,9	ਤੇ ਟ	r	3,2	28
Venezuela	E	2,3	18	4	2,8	22	5	2,5	22
Junisia	1	0,1	1	14	0, 2	1	1	0, 2	പ
Indonesia				ﻠﺴ	0, 1	1	1	0,2	2
Angola	1	0,9	7	1	0,8	Ca		0.3	2
Società in joint venture e collegate
	313	51,1
Australia			650	304	2012	eal	314	46,6	236
	1	1,2 1,2	B	1	11	0	1	1,2	8
Trinidad e Tabago Australia e Ocoania	ﻠ	0,3	t	1	വില 1,1	8	1	1.2	B
Stati Uniti		0,9	ਟ			4		0,7	5
	4 1 ส		4 51	19	1,4	20	5 វ	2,0	ਤੋਂ
America Ecuadar	ਰੇ	1,2		4		1	4		4
			27	53	2,0	36	ર્ટ રે	2,7	43
Turkmen:stan	5	1,1 0,3	4	3		3	3		ﻨﺪ
lraq Pakistan	10	3,4	13 7	ష ని	1,4	9		1,8	12
sistemes la	1	3.9	26	ﻠ	5,0 0,2	16	23	0,2	ವಿನ
Emirati Arabi Uniti	14					ਵੱਧ	1	0.5	4
Lina	1		। 14	1
Resto dell'Asia	28	5,7	ਦ ਦ	20	3,6	1	1	5,5	1
Kazakhsten	월드	5,7	ప్రస	30	2,7	48 43	24 58	2,6	45
Negeria	। ਰੋ	2,6	35	21	2,9	40	25	2.8	43 41
Shana	5	0,2	7	LI		e
Corigo	ਨ ਕੇ	1,6	34	53	1,2	30	26	1.5	36
Angola	ਬੱਚ	ੰ, ਕ	ਕਦਿ	43	રિ	મે છે	40	0,5	43
Africa Sub-Sahariana	ва	5,3	123	ਰ ਹ	4,6	119	91	4.8	122
Eglito	28	75,6	110	25	8 9	ਉਣ	28	6.2	EB
Ivnisia	1	0, 1	2	1	0,1	2	1	0.1	2
Libia	31	12,2	111	32	16,8	140	ਤੇ ਹ	15,2	25 d
Algeria	ਟੈਕ	रू, 1	31	25	1,2	33	28	1.2	36
Africa Settentrionale	ਵਿੱ	13.4	144	로 B	18,1	175	GD	16,3	162
Regna Unito	B	2,0	21	0	5 0	21	9	2,2	ਨ ਤੋ
Korvegra	33	2,5	49	29	2,7	47	37	2,7	48
Croazia		0,1	1		0.2	1		0 3	14
Resto d'Europa	41	4,6	71	37	4.9	ਏ ਰੋ	40	5,2	23
talia	22	4,4	ਟਿ	ਕਰ	4,6	ਸੈਂਡ	17	4,9	49
Saclers consolidate	,	2018 -			5017 88		328	2016 2
	E condensali Potrollo (milioni	Gas haturate metri cubi ferisiardi יון	miliani di bac drocarpur	It condentali 10. lioni di g Petrofla	metri cubi) Sas naturale (miliardi di	milioni di boc dracerburb	(milioni di baril) Besuapuga B Postable	di metricubi Gas-nasurala Infliardi	(miliani di 500e) ldrocarburl
	di barri			a rili

|a) line batella ciri della producions delle societatore va jurare con il mendo de la archivansment les
[a] flomprede la quota di idrocarburi utilizzata come uno (43,5. 35,2

--

								839
									૬ નિર્ઝર 4
Produzione giornaliera di idrocarburi(allis)										2125 - 11
	e condensali di barili/g ] (migliaja Petrollo	etri cubi/g Ses naturale milioni E ip	Maledolp migliai a [iframa iP	e condensati (migliaia di barlli/a i barllirg Petralla	{millioni di metricubi/g} Gas naturale	dracarbur (migliata 204/g]	asupports at (migliais di barili/g) Peuro to	dirmetri publig GB9 naturale millorú	ldrocarburt [migliata diboe/g)	VI
Società consolidato		2016.			2017 - 1			2016	33.92	U L U
169112	60	12.1	138	53	15,5	1 34	17	13,3	133
Resto d'Europa	113	12,6	1.94	102	£3,5	189	105	14,1	201
Croazia		0,3	2		ੋ 'ਤੇ	Lu		0,7	5
Norvogia	ਉਰੇ	e, a	134	81	7,5	129	દેશ્વિ	7,3	133
Regno Units	ದಿನ	5,4	કેલ	21	ਟ,ਤ	27	23	6,1	ਦੇਤ
Africa Settentrionale	દિવે	эг,ө	385	TEB	4 वैदि	479	162	45,2	458
Algeria	દિર	3,0	BE	િસ્ત	3,3	ਰੋਪ	77	3,3	તેવ
LIbla	Be	33.4	305	87	46,0	ਤੇ ਉਸ	04	41,5	353
Turlişi a	3	0.4	5	J	6,3	പ	4	0 4	7
Egitto	77	34,5	300	72	24.4	230	76	18,8	185
Aftica Sub-Saharlona	244	14,3	337	247	12,6	327	247	13,2	333
Angala	111	દેવ	127	119	1,3	126	108	1,4	118	్రాలు
Cango	દિવ	4.3	ਰ 2	ਵ ਤੋ	3,2	83	71	4,2	aB
្រះករណ៍	। ਦ	ે કે	18	B	0,1	g
Nigena	ਵ ਤੋ	ಗೆ, ಸ	100	57	8,0	103	ਏ ਉ	7,5	-17
Kazakhstah	ਰੇ ਦੇ	7,5	143	ਰਿਤ	7,5	132	ਏ ਦ	7,2	111
Resto dell'Asia	77	12.8	177	гээ	a a	116	78	7.0	123
Lina	1		1	2		ਟ	2		2
Emirati Arabi Unici	ad	0,1	ಕೆ ರಿ
Indanesis	Э	10,7	71	1	ਤੋਂ 'ਤੇ	33	3	1,4	15
lraq	ਨੇ ਜੋ	1,0	ਤੇ ਥੋ	40	0,6	43	દવ	0,5	67
Pakistan		3,0	20		3,7	24		ਕਰ	32
Turkmenistan	6	0,8	11	ర్లు	0,2	9	9	0,2	10
Amolica	ਦੇ ਨ	3,4	75	દર્ડન	ર, ટ	ਹੈ ਹੈ	ва	7,3	ਹੈ ਹੈ ਇ
Ecuadar	12		12	iz		15	10		10
Stati Unitl	4	2,4	56	51	3,9	77	ਟੈਕ	5,3	ਹੈ ਤੋ
Trinfalad e Tobago		1,0	7		1,6	10		2,0	13
Australia e Occania	2	3,2	23	5	3,0	నే వ	3	3,2	ર્વ
australia	ਟ	3,2	23	ਟ	ે, વ	22	3	3,2	24
	873	140,0	1.779	833	1 38,4	1.728	ਲ ਵੋਰੋ	127,4	1.684
Società in joint venture a collegate							1	0 8	6
Angola	3	2,5	। ਰੇ	3	5,5	20 ш	1	0,6	4
ludonesta		0,1	1	1	0,3	4	3	0,1	4
sunjsia	3	0,1	4	3	এ, হ	61	દિવ	ਹੈ, 2	61
Vanezuela	B	6,3	ਕਰ	12	7,7	88	19	8.7	ਨੇ ਦੇ
	14	a'a	7 2	19	10,6
Totale	887	145,0	1.851	822	r4a'u	1.878	979	738">	1.759

[a] Joclude la quato Eni dela società collegete e Joint venure valutate con imerode de perimonionene not 2010, 2017 e 2016).
[b] Comprends la curis distriction come sutocales

ﺮﺓ ﺍﻟ

POZZI PRODUTTIVI

Nel 2018 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 8.170 (2.836,6 In quota Eni). In particalare i pozzi produttivi di petrolin sono pari a 6.640 (2.070,1 în quota Eni); i pozzî in produzione di gas

naturale sono pari a 1.530 [755,5 in quota Eni]. Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi produttivi, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Dil and Gas (Toprc 932).

Pozzi produttiviTal

	6.640.0	2,070,1	1.530.0	766,5
Asstralia e Decania	3.0	1.2	21.0	7.1
America	270.0	135 I	284.0	81,7
Res10 dell'As la	055.0	336.7	157,0	ez,0
Kazakastan	200,0	55.1
Africa Sub-Sahariana	2.747.0	550,4	181'0	23.0
Egicto	2.194.0	508.3	147.0	48.3
Africa Setsentrionale	592,0	242.6	116,6	63.2
Resto d'Europa	4720	86.5	135,0	ਵਣ ਤ
803 3	202,0	157,0	479.0	415,9
	numero)

|s| lncl.vd. 2.425,820,8inquot.asistant.dii ce apheamati suice.co.et (exclude la construipe). | Lycimia e construito a son personalismo.
consente di produce temprane de diver

ATTIVITÀ DI DRILLING

ESPLORAZIONE

Nel 2018 sono stati ultimati 24 nuovi pozzi esplorativi (15,6 in quota Eni}, a fronte dei 25 nuovi pozzi esplorativi (15,9 in quota Eni) del 2017 e dei 15 nuovi pozzi esplorativi (10,2 in quota Eni) del 2016. Nella tabelfa seguente è riportato il numero dei pozzi esplorativi chassificati di successo commerciale, sterili e In progress come

previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - Dif and Gas (Topic 932).

Il coefficiente di successo commerciale per l'intero portafoglia pozzi è stato del 52% (66% in quota Enl), a fronte del 60% (52% in quota Enil del 2017 e del 50% [50% in quota Eni] del 2016.

MARK STATE AND AND AND

	10.1	5.2	7.6	7.0	6.2	6.2	000	40.3
auctralia e Oceania							1.0	0.3
Elleuur	4,0		0.5			1.0	2,0	1,5
Resto dell'Asia	2,2	2 ਦ				다. 그	a.0	2,5
Kazakhstan							6.0	1,0
Africa Sub-Sahariana	0,4		2,9	0,3	0,1	1 .1	31,0	15,1
Egitto	1,7	1,5	2 5	ਦੇ ਕ	ട്ട്	0,8	11,0	8,9
Africa Sottoptrionale		0 2	0.5		0,5	1,0	8 0	7,0
Resto a Europa		0,5	1.2	2.3	0.1	0.4	12.0	3,5
ਿੰਗੀਕ	1, θ					1,0	1,5	ย. รั
(numero)	ANCE CASO =				SUCCOESO :
					2018

Perforazione esplorativa

ia Vannud ipazin quona Eni.
In landroin posti mposte selonivir netrest di Nuber Araschitz nodurre una quanitis sulicleste dipersaline pas natureletale drastiitatus illomm

Relicions

.....

SVILUPPO

Nel 2018 sono stati ultimati 209 nuovi pozzi di sviluppo (80,2 in quota Eni] a fronte dei 178 nuovi pozzi di sviluppo (90,7 in quota Eni) del 2(117 e dei 296 (118,7 in quota Eni), del 2016.

È attualmente in corso la perforazione di 38 pozzi di sviluppo (10,6 in quota Eni).

Nella tabella seguente è riportato il numero dei pozzi di sviluppo classificati come productivi, scerili e in progress, come previsto datte disposizioni del FASB Extractive Activities - Dil and Gas (Topic 932)

Perforazione di sviluppo

		79,3	0,9	88.0	2.7	115.5	പ്പ ബ	98.0	10.6
Australia e Oceania		0.8
America		2,3		3,1		ਹੋ 'ਕੇ	1.3
Resto doll'Asia		21,9		15.0	0,2	31,6	0,5	7,9	ﮯﺭ 3,0 ﮯ
Kazakhstan		0.9		1,2		4,6		1,0	0,3
Africa Sub-Sahariana		7,3	0.1	8.6		21,2	0,2	င္မွ	2.5
Egitto		30.7		49.7	2 3	32,4	0.5	5,0	2,1
Africa Settentrianale		ale	0,5	5,1		6,2	0,7	3.0	1,4
Resto d'Europa		2,8	0.3	2,7	പ്പ് പി വിശ്വാസ്ത്രി വിശ്വാസ്ത്രി വിശ്വാസം പ്രവർത്തിച്ചു. അവലംബം പ്രശസ്ത്രിക്കുന്നും അവലംബം	5,6		16,0	1,3
kalia		3.0		2.6		4,0
	(riumero)			いつけたないという		2018-15

[6] Nurevo di pozza e spica nive o di sellopportal çusticiente il postelle novelle negaritare di permito negariturale de da justif. John it condetanten

SUPERFICI

Nel 2016 Eni ha condatto operazioni in 43 Paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2018 il portafoglio minerazio di Eni consiste in 902 titoli {in esclusiva o in compartetipazione} per l'esplorazione e la sviluppo con una superficie totale di 406.505 chilacietri quadrati in quota Eni (414,918 chilometri quadrati in quota Eni al 31 dicembre 2017 }. La superficie sviluppata è di 28.386 chilometri quadrati e la sugerficie non sviluppata è di 378.119 chilometri quadrati in quota Eni. Nel 2016 le principali variazioni delivano: (i) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in fimirati Arabi Uniti, Indonesia, Libano, Marocco, Messico, Norvegia e Stati Uniti, per una superficio di circa 31.000 chilometri quadrati: (il) dal rila-

scio di licenzo principalmente in Australia, Cina, Egitto, Indonesia, Marocco, Pakistan, Russia, Regno Unito e Ucraina pos circa 35.000 chitometri quadrati: (iii) dall'incremento di superficie netta per variazioni di cuota principalmente in Angola e Irlanda, per circa 2.000 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta per rilascio parziate principalmente in Cipro, Gabon ed Indonesla nonché per varrazioni di quota in Egitto, Norvegia e Pakistan per circa 6.400 chilometri quadrati.

Nell'ottobre 2018 è stata presentata alle Autontà competenti del Partagallo la documentazione nocessaria per il rilascio volontario delle concessioni esplorative, con efficacia dal 31 gennaio 2019.

83942 536

Principali aree sviluppate e non sviluppate

	Ancombre 2012				·31 dicembre 2018
	3			sviluppats la			sviluppatalal	(v)gitali
	גוזאג e	Numero	sviluppats [«]!! Sup, lorda	larda	Sup forda u	[4]-16184ddh[izr] Sup. neita	Sup. netts	Totale Sup.
	Tatal Sup.	titoli		2 mil. חסיו	Tota		1900
EUROPA	51-206	317	13.757	58.376	22.133	9.408	36.923	46.332
talia	16-380	140	ਰ "ਜੇਵ 5	8,871	FB-8-83	8.303 1.106	6.684 66.900	14,987 37.345
Resto d'Europa	34.026 17.957	177 6	3-795	49.505 22.790	000 East 22.7 an		17.111	17.111
Lipra Croszia	387
Groenlandia	ت والق	5		4.890	4.840		1.909	a aga
Montenegro	614	1		1.228	1.228		614	EXT
Norvegia	2.117	10G	2.886	S.630	12.515	40 2	2.236	2.626
Portagallo	3.187	3		4.547	4,547		2.182	3.1 82
Regar Units	5.8C5	57	ਉਹ ਹ	3.719	4.628	614	3.454	4.018
Altri Pagsi	2.245	2		2.701	2.701		1.883	1.813
AFRICA	161.981	SC I	46.263	258.232	304.495	11-844	153.955	Textreasa
Africa Sectentrionale	25.797	64	8.846	48.760 187	27,600	9-640 £.174	32-592 31	33°435 1.155
Algeria Libla	1.145 13.294	ਸੇ ਤੋ 11	3.20 3 1.943	24.673	3.470 Se-635	ਰੇਟ ਲੋ	15 335	23.294
Marceco	9.804	1		53-300	000 € € 2		17.925	17.925
Tunisia	। ਦੇਵਰ	10	3.6-00		3.600	1.558		1 228
Eglito	9.192	ਦੇ ਤੋ	5.423	10.480	15.903	2.018	0.230	5.246
Africa Sub-Saharlaha	126.992	144	31.994	191,995	230.986	6.186	420,333	126-518
Angola	4-367	ਟੇਸ਼	0.200	13 247	21.441	1.064	4.239	ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤੋਂ ਤ
Canga	1.471	ਨਟ	1.430	1.320	2.750	643	65 8	1,471
Costa d'Avorio	2,905	3		4.010	4.019		2 ac-2	2,905
hoped	\$ 283	4		4.107	4.107		4.107	4,107 579
Ghana	579	ﻟﺪ ﺍ 6	226	1.127 50.577	1.353 50-677	100	439 43.948	43,548
Капуа Liberia	43,948 ਟੇਡ
02/04/14 20W	978	5		3.31E	3.921		978	978
Niger.	7.37 D	34	55"133	8.631	30.759	4.179	3.543	7.722
Sud Africa	26.202	1		65.505	65.505		26.202	26.202
Altri Paesl	33.304	4		First	46-463		33.304	33.304
ASIA	104-029	RI	13.024	285-287	588-313	3" 36 B	178.046	181.414
Kazakhstan	1.543	7	2.381	De88.2	e-201	442	1.101	1.543
Resto UsirAsIs	182.486	ટેને	10.633	561.399	292.032	2.926	176-945	159.871
Craa	7.154	7	77	2.245	5.292	13	5.215	5.228 1.472
ilini i Arabi Uniti		3	3.949	5.020 13.110	7.9889 13,110	217	1,255 5.244	5,244
India	2.244	1 13	2.643	27.230	30.173	1-198	22.571	53.769
Urlonesia pasil	55 883 445	1	1.024		1.074	446		446
Libeno		2		3.653	3.653		1.461	1.46%
Myanshar	13.558	4		080 PC	24 080		13.558	33 258
Отап	77.146	1		90.760	30.760		77.146	77.146
חהו לוחמ	7.401	12	0.390	11.486	24.876	872	ਬ ਰੋਡਿ	5.786
A: ssia	50.862	ਟ		53,930	53.930		17.975	17.975
Thor Leste	1.230 ·	1		1.538	1.538		1.230	1.230
Turkmenistan	180	14	500		200	180		180
Vietnam	23.132	5		30.777	30.727		23.132	23.132 3.244
Aldi Paesi	3.244	1		Dug Tria	14.600 16-962	3.056	3.244 6,247	9303
AWERICA	0-641 :	252 1	4.419 1.985	12.543	1 .ਰੋਡ ਦੇ	T		ਹੈ ਕੋ ਉਹ
Ecus dor Messica	1.985 1-146 :	3		4.387	4 387		000 E	00000
Stati Uniti	1.052 :	230	1.173	1.949	3.127	574	1.617	2.191
Trinidad e Tabuga	ee
Venazuela	1.0866	5	1 '551	1,543	2.804	497	ਵਿੱਚ	1.066
Altri Pacsi	="358	7		4,60 d	4.66.1		1.00 1	I GET
AUSTRALIAE OCEANIA	11,061	1 E	1.140	4,611,	ਦੇ 751	70 a	9.048	3.757
Augtralia	12.06.1	11	1.140	4.611	2 751	709	9.048	3.55
101818	414-918 :	a D.S.	50,000,000	619-031	697.654	28.386	378.119	406.505

[a] Chilomenti qualitati.
[b] La superticie sviluptats si iriell per iquel provo una parziene dell'area è in produzione o consteners certe sviluspote.

ANDAMENTO OPERATIVO | EXPLORATION & PRODUCTION

ITALIA		(1926)	Operator	Hare Adriabeo o online	Barbara [100%], Cervia@ross [100%], Annamaria [100%], Cam NW (52%], (100) 100x ), Angela (100x), Hera Lacini (100x) e Hera Lacinic (100x ) (100x )
				819 Cata	Val d'Agri (60,77%)
				Scillia	Gela (100%), Tresauro (45%), Giaurone (100%), Fiemetto (100%), Prezioso (100%) e Bronte [190%]
RESTO	14018686811	raec)	Querato		Goliat (45,24%), Marulk (13,92%), Balder B:Ringhorne (69,6%) e Ringhorne East (53,85%)
D'EUROPA			Non Operato		Asgard (10,315 ], Kristin (5, /4%), Heidrun (3, 50%), Mikkel (10,37%), Tyrihans (4, 32%), Marvin (20,86%), Great Ekofisk Area [8,62%], Boyla (13,92%), Brage (8,53%) e Suore (0,7%)
	Regue Unita	ਨਿਰਦੂਰ ਹੈ	Üperata		LiveFpool Bay (100%) e Hewett Area (85,3%)
					Hon Operato - Elpin/Franktin (21,87%), Slenelg [9%], J Block (33%), Jasmine [33%] e Jade [7%]
AFRICA SETTENTRONALE	A 201491	(1961]	Operato		Blocchi 403a/d [da 65%a 100%], Blocco 30M Nard [35%], Blocchi 4010/6020 [55%], Blocco 402 [SO2] e Blocco 405b (75%)
			Nan Operato		8 0000 404 (12,25%) e Blacco 200 (12,725%)
	LISIS III	19 22	Non Uppersity	Arne contrattuall DUSHOLB	Area A (exconcessione 82 - 50%), Area B (exconcessione 100/ Bu Artifel e Block MI: 125 - 5DX], Area E (El Feel - 33,3%), Area F (Bkocod 118 - 50%) ad frea D (Blocco NC 263 - 20%)
				Aree contrateuall affahoro	Area C (Bouri - 50%) od Area B (Blocco NC 41 - 50%)
	Гипив за		[156] Operato	ed El Barma (50%)	Maamousa (49%), Baraka [49%], Adam (25%), Qued Zar (50%), Diebel Grouz [5C%], MLO (50%)
EGITTOloj[=]		19541	0967350		Shorauk (Zahr - 50%), Nifa Delta [Abu Madi West/Nidoco - 75%], Slnai [Belayim Land, Belogica Marine e Kau Rudeis - 130%), Melehia [26%], North Port Said (Port Focad . 100%), Temsah [Tuos, Temsahe Denise - 50%], Baltim (50%), Ras Qattara (El Faras e Zarif - 75%, West Abu Gharadig [Raml · 45%], Ashradi [50%] e North Razzak [103%]
					Non Operaro Ros el Barr (Haipy o Seth - 50%) e South Ghara [25%]
AFHICA	Abgela		(1980) Operato	8100000 15/06 36,048]
5UB-SAHARIANA			Non Ope:sto		Blocco D (9,8%), le Ocvolopment Area nel Blocco 3 e 3/05-A (12%), le Development Area nel Blocco 14 [En] 20%], la Bevelopment Arca Lianzi hel Blocco 14K/A IMI (105) e le Devaropment Area del Slocco 15 (20%)
	Congr	118668	Орегаю		Nese Marine (65%), Litchescijili (65%), Zatchi {55,25%], Loango [42,5%], Ikalou (100%), Djumbsla (50%), Favkanda (50%), Mwafi (\$8%), Kitina (52%), Awa Paloukau (90%), M Boundi [825], Kouakouala [74,25%], Zingali (100%) e Loufika (10G%)
			Non ມິລະເສດ		Pointe-Nolte Grand Fond (35%) c Likovata (35%)
	Shans	(2009)	Jacrato	Offshore Cape Three Points (44,445)
	બાવેદા (૧૯૮૮)	(1835)	Sparato		DML 60, 61, 62 = 63 {20%], CMF 125 (100%) & OPL 245 [50%]
			18:00 Operasticle		OM. 118 (12,5%) e nel service contract OMI. 116
KAZAKHSTANE		1392	Nan Operato	Karachaganak (29,25%)
			Non Cperato	Kashagan [16,81%]
RESTO OEEL'ASIA	Emuati Arabi Uniti		(2018) Namiperate		Lower Zakum (5%) e Unim Shaif e Nasr (104)
	indones a	[2001]	Gerona	Jangkrik (55%)
	rraq	ટિભાવી	Operatolli	14,16) Air Bhi
	Pakistan	ispad:	വാലച്ചു	Bhit/Bhadra (40%) e Kadanwari [1B,42%)
			Non Dparson		1 a if (33, 3%), Zambama (17,75%) e Sawan (23,7%)
		5006	Operaio	Remo (ack)
AMERICA	Stati Uniti	(1968)	Uperata	Galfo dal Massica	Allaghery 100%], Appaloosa [100%), Pegasus \$85%, Longhom {75%], Dovils Towers (75%) e Triton (75%)
				Alaska	Mikaitelessa ( 100%)
			Kon Üperan	Gallo del Mossica	Eucopa (32%), Medusa (25% Lucius 8,5%), K2 (13,4%), Fromminer [37,5%] e Reidelberg [12,5%]
				Alaska (0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)(0)	Oraguruk (30%) Allance area (27,563

ﺇﻥ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺪﻳﺮ ﺍﻟﻤﺪﻳﺮ ﺍﻟﻤﺪﻳﻨﺔ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪﺓ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﻋﺪ ﺍﻟﻤﺴﺎﺣﺔ ﺍﻟﻤﺴﺎﺣﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﻣﺘﺤ

81

43

!!!!! ==

8 3 9 4 2 5 5 3

83942/538

PRINCIPALI INIZIATIVE DI ESPLORAZIONE E DI SVILUPPO

Le attività di esplorazione e produzione sono condotte in diversi Paosi e pertanto soggette al rispetto di legislazioni, normative e regoliamenti che riguardano tutti gli aspetti delle attività upstream quali: l'acquisizione di ficenze, i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estrato, le rayalties, i prezzi, la tutela ambientale, l'esportazione, la fiscalità e i tassi di cambio applicabili. Le clausole confrattuali che regalano te concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplo; ativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocar buri e diffeniscono da Paese a Paese.

Le sicchize e i permossi sono assegnati dal titollare del diritto di proprietà, generalmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridiei, anche privati.

Le tipologie contrattuali in cui Eni opera rientrano normalmente nel regime di concessione o Production Sharing Agreement [PSA].

Contratti di concessione. Eni opera in regime di concessione priticipalmente nei Paesi uccidentaii. In forza dell'assegnazione della concessione mineraria, la Società ha un diritto esclusivo sulle attività di esplarazione, sviluppo a produzione, sostiene i rischi e i costi connessi all'attività e ha diritto alle produzioni realizzate.

A frante delle concessioni minerarie ricevute, la Società corrisponia della royalties toagamenti, anche in natura, corrispondenti ai dirittà di estrazione degli idrocarburi, tipicamente determinati come una percentuale stabilità del fatturato a della produzione al netto deile deduzioni applicabili) e, in funzione della fegislazione fiscale vigente nel Paese, è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dalla sfruttamento della consessione.

La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di concessione variano a seconda dell'area o del Paese, ad eccezione di quanto stabilito negli Stati Uniti dove tali contratti rimangono in vigore fino alla cessazione della produzione.

l e riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contrative producibili entro la loro scadenza.

Production Sharing Agreement [PSA]. Eni opera tramite PSA in diversi Paesi esteri, phincipalmente in Africa, Modio ed Estremo Driente. Il diritto minerario è 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 Contraltista (la società terza) il compito di eseguire i tavori di espiorazione e produzione con l'apporto di tecnologio 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 duo parti: una (Cost Oil) destinata al recupero dei costi del Contrattista; l'aitra (Profit 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 contrarcualistica specifica può assumere caratteristiche diverse a seconda dei Paesi, In base a tali contratti. Eni ha diritto a una parte delle riserve di-un giacimento, la cui vendita è destinata a cogrire lo spese sostenute per sviluppare e gestire il campo.

Le quote di produzioni e di riserve di spettanza tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedano che l'onere tributario a carico della Società sia assolto dall'ente nazionale in nome e per conto della Società a valere sulla quota di Profit Oil.

La durata o la possibilità di rinnovo dei contratti di PSA varlano a seconda dell'arca o del Paese.

Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contrasti di service.

ITALIA

Mell'offshore Adriatico lo iniziative di sviluppo hanno rigualdato: {} la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione; e (ii) le astività previste nell'ambito dei progetti di futela ambientale definiti dagli accardi cota il Camune di Ravenna, Inaltre nel carsa del primo semestre 2018, così come programmato, sono stati completati programmi di Altemanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello a supporto dell'occupazione,

Nella concessione Val d'Agri (Eni 60,77%, operatore) è stato avviato un programma di "trasformazione digitale" del Centro ello di Viggiano. Il progetto, attraverso l'applicazione di tecnologie digitali sviluppate da Eni, preveda di potenziare ed estendere i processi di monitorsggio del sito in ambito di sicurezza impiantistica e ambientale af line di incrementare le performance operative.

Nel corso del 2018 sono stati completati 5 progetti, raggiungendo un totafe di 35 sui 42 programmi pianifican, nell'ambito dell'Addenduro 2014 al Protocollo di Accordo con la Regiono Basilicata che prevede iniziative di natura ambientale, sociale e programmi per la sviluppo sostenibile. Nei corso della prima metà dell'anno sono stati completati, così come definito, i progetti di Alternanza Scuala-Lavoro e di Aloprendistato di Frimo Livello, Proseguorio gii impegni definiti dall'accordo Bornus Gas per l'erogszione di un contributo a sostegno della spesa energetica nei Comuni della Valla Vall d'Agri e per programmi di efficientamento energetico.

Mell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero della Sviluppo Economico, proseguano le attività per lo sviluppo dei giacimenti offshore Argo è Cassiopea [Eni 60%]. Il progetto, ottimizzato per consentire di minimizzare significativamente l'impatto ambientale, prevede il trasporto tramite una pipeline sottomarina del gas produtto dai pozzi offshore ad un nuovo implanto di trattamento e compressione onshore che sarà raalizzato all'interno della Raftineria di Gela su un'area bonificata. Inolore nell'ambito delle iniziative di sviluppo sostenibile previste dal Protocollo d'Intesa in accordo con il Comune di Gela e la Regione Sicilia: [i] sono proseguiti i progetti di Atternanza Scuola-Lavoro, di Apprendistato di Primo Livello, le iniziative contro la dispersione scolastica e borse di studio universitarie; (ii) è stato firmato l'accordo per il progetto "Sicurezza slimentare a Gele' a supporto delle fasce vulnerabili attraverso una partnership pubblico-privata composta da Enl, l'Amministrazione Comunale di Gela e la Rete del Banco Alimentare.

RESTO D'EUROPA

Norvegio Nel dicembre 2018 è stata completata la fusione tra le società Point Resources AS e Eni Norge AS, controllate al 100% rispettivamente da HitecVision e da Eni, con la costituzione di una nuova società denominata Vâr Energi AS, L'accordo di fusione ha determinato un concambio delle partesipazioni azionarie di Eni e degli azionisti di Point Resources nella nuova entità pari al 69,6% e 30,43, rispettivamente, stabilerido un cantralla congiunto in relazione alle regole di governance definite. Le finalità dell'operazione per Eni sono il rafforzamento della struttura operativa nel Paese e l'estensione/differenziazione del portafoglio minerario che offrirà una crescita produtsiva superiore a quella del partafo-

8394253

glio attuale, Infatti, la nuova entità sarà una società leader nel sestore dell'esplorazione e produzione di idrocarburi in Norvegia, che farà leva sulla combinazione dei rispettivi punti di forza delle società d'origine. Il portafoglio della nuova società comprenderà 12 giacimenti di alio e gas con un'ampia copertura geografica, dal Mare di Barents al Mare del Nord grazie all'ingresso di nuovi assett tra cui i giacimenti in produzione di Balder & Ringhorne (Eni 69,6%), Minghome East (Ent 53,85%), Boyla [Eni 13,92%], Brage [Eni 8,53%] e Snorre (Eni 0,7%]. La società avrà riserve e risorse per oltre 1.250 milioni di boe. La produzione è prevista raggiungere 250 mila boe/giorno nel 2023, con lo sviluppo di più di 500 milioni di boe da dieci asset esistenti e con un prezza di breakeven infenore a 30 Srbarite. In totale la società ha in programmanei prossimi cinque anni investimenti per circa \$8 miliardi, per portare a regime questi progetti, rivitalizzare i giacimenti più maturi e effettuare nuove esplorazioni. Infine Eni disperrà di un diritto di "first offer" in caso di uscita dei fondi di private equity gestioni da HitecVision dalla joint venture.

Nel 2019 Var Energi si è aggiudicata 13 licenze esplorative: (i) in qualità di operatore 2 ficenze esplorative nel More del Nord e 2 licenze esplorative nel Mare di Barents; e fii) come partner in 5 licenze nel Mare del Nord e 4 licenze nel Mare di Norvegio.

L'attività esplorativa ha avuto esito positiva con {t} il pozzo di delineazione della scoperta a gas e clio di Cape Vulture nelle licenze PL 120/128D (Eni B%), in prossimità degli impiandi in produzione del giacimento Norne (Eni 4,8%). I risultati del pozzo confermano la commercialità della scoperta con volumi recuperabili tra 50 e 70 milioni di boe; (ii) una nuova scoperta a olio nella licenza PL S32 (Eni 20,8B%], in prossimità del progetto Johan Castberg nella medesima licenza, con un potenziale minerario stimato tra 50 e 60 milioni di olio in posto; fiii) il pozzo Goliat West mineralizzato a olionella licenza PL 229 [Eni 45,24%], incrementando fe riserve stimate del giacimento in produzione Goliat; e {iv) una scoperta a olio e gas nella licenza 90, 869 partecipata da Văr Energi con una quota del 20%.

Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto lirestakk [Eni 5,5%) con start-up previsto nel 2019 e una produzione in quota Eni parí a 4 mlioni di boe; e (ii) il progetto di sviluppo Johan Castberg sanzionato nel giugno 2018. Lo startiup della produzione è atteso nel 2022.

AFRICA SETTENTRIONALE

Algerio Nell'aprile 2018 Eril e Sonatrach hanno firmato un accordo quadro per avviare un programma di esplorazione e sviluppo nell'area del Berkine e proseguire la collaborazione nel settore neeros e sviluppo, In particolare; (i) nel lagtio 2018 un accordo per ottimizzare le infrastrutture esistenti dei giacimenti di BRN nel Blocco 403 fEni SO%, operatore) e MLE nel Blocco 40Sb (Eni 75%, operatore) in sinargia con le facility di prossima realizzazione. L'accordo include anche la realizzazione di una pipeline per collegare gli asset di BRN con MLE con l'abiettiva di realizzare un hub gas nell'area; e [ii] nell'ottabre 2018 è stato firmato un accordo che prevede l'acquisizione da parte di Eni di una quota del 49% nelle concessioni di Sif Fatima II, Zemlet El Arbi e Ourhoud II, nei bacino del Nord Betkine, E in programma la realizzazione dello sviluppo acceferato delle riserve stimate in 75 milioni di boe in quota Enl e di una campagna esplorativa dei tre blocchi. Lo start-up produttivo è previsto nel terzo trimestre del 2019 in sinergia con l'avvio della pipellne BRN-MLE che trasporterà il gas associato di BRN e il gas e i condensati associati del progetto di sviluppo del Berkine Nord per Il trattamento presso le facility di MLE. Contestualmente sono stati firmati due protocolli d'incesa con Total can l'obiettivo di valutare il potenziale minerario nell'offshore del Paose, In particolare,

nel dicembre 2018, sono stati assegnati due permessi esplarativi per avviare te attività di acquisizione siscoica nel corso del 2019. Le attività di sviluppo nanno siguardato: [i] interventi per l'ottimizzazione della produzione sui giacimenti operati di ROM Nord (Eni 35%) e ROD (Eni 55%) e nel Blocco 404 partecipato con una quota de! 12,25%; (ii) artività di drilling nel Blocco 405b presso i progetti CAFC dil e MLE nonché l'upgrading delle facility di trattamento esistenti; e (iii) il proseguimento dell'o sviluppo del campo di El Merk nel Blocco 209 (Eni 12,25%) con la perforazione di pozzi productori e waterinjection.

Libia Nel 2018 è stato finalizzato un accordo con la società di stato NOC e BP per l'assegnazione a Eni dell'operatorship e di una quata def 42,5% net Exploration and Production Sharing (EPSA) di BP nel Psese, in particolare nelle aree contrattuali onshore A e B e nell'area offshore C. L'accordo prevede la rilancio delle attività di esplarazione e sviluppo in sinergia con le infrastrutture Eni presenti nell'area per accelerare la messa in produzione delle riserve. Inoltre l'accordo rafforza la partnership nell'ambito di iniziative di sviluppo sociale actraverso l'atturazione di programmi specifici di istruzione e formazione.

Nel corso del 2018 le attività di svifuppo hanno riguardato: (i) l'avvio produttivo del progetto offshore Bahr Essalam fase ? (Eni 50%), il cui completamento è previsto entro il secondo trimestre 2019. Il programma di sviluppo prevede la perforazione di dieci pozzi, di cui sette completati e avviati in produzione nel 2018, nonché Pupgrading delle facility esistenti per incrementare la capacità produttiva; (fi) il potenziamento degli impianti di trattamento gas nell'area di Mollitan (Eni 50%) e Sabratha (Eni 50%); e (iii) l'avvio di un programma di ortimizzazione della produzione del giacimento di Wafa (Eni 50%). Il progetto prevede attività di drilling e la realizzazione di nuove unità di compressione gas. in particolare, sono state avviato nel 2018 attività di infiling; un primo pazzo a gas è stato completato nel novembre 2018 e un secondo pozzo nel marzo 2019. Il completamento è atteso nel corso del 2019.

Nell'ambito degli accordi finnati nel 2017 per la realizzazione di iniziative retative alla salute ed educazione a supporto delle camunità locali, sono state definite due aree di intervento: {i] suoporto alle Autorità Sanitarie lacali, in particolare con un programma di ristrutturazione della clinica presso l'area di Jalo, assistenza tecnica ed iniziative di formazione medica; e (ii) la realizzazione di una pipeline per l'impionto di desolinizzazione nell'area di Zuara per fornire acqua alle comunità locali.

Nel dicembre 2018 è stato tirmato un Memorandum of Understanding con la compagnia elettrica nazionale GEOOL, e la compagnia petrolifera di stato NOC che include l'avvio di un progetto di riabilitazione di afcune centrali efectriche a supporto dell'accesso all'energia per le comunità. Inoltre sono proseguiti gli altri progetti Eni a supporto delle comunità, In particolare: [i] attività in ambito sanitario e di accesso all'acqua e all'energís pressa le aree produztive di Bu-Attifel (Eni 50%) ed Et Féel [Eni 33,3%]: [ii] programmi di formazione in ambito medico e gel settore Oil & Gas; e (fii) Interventi di ristrutturazione e realizzazione di infrastrutture a scopo sociale nonché la fornitura di farmaci.

FOTTO

Nel febbraio 2019 sono stati assegnati a Eni due nuovi blocchi esploratívi nell'onshore del Paese: [i] South East Siwa [Eni 100%], nel Deserte. Docidentale in prossimità della concessione South West Meteifia (Eni 100%); {ii] West Sherbean (Eni 50%, operatore), nell'onshologi del Delta del Nilo, in prossimità del glacimento in produzione di Nooros (Eni 75%). In caso di successo esplorativo, le attività di sviluppo potranno avvalersi delle infrastrutture esistenti

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) il pozzo Faramid-S1X, mineralizzato a gas, nella concessione East Obayed (Eni 1630%); (ii) le scoperte a olio A-2X e B1-X e con la recente scoperta a gas e condensati A-1X nel persoesso South West Meleina; e (iii) con il pozzo Nour-1 mineralizzato a gas nella licenza esplorativa Nou!.

Nel giugno 2018 è stata completata la cessione della quota del 10% del giacimento Zofir (Eni 50%) a Mubadata Petroleum, per un ammontare pari a \$934 milioni.

Nell'agosto 2018, sono stati approvati dalle Autorità egiziane i seguenti accordi: (i) l'assegnazione ad Eni della quota dell'85% nella licenza esplorativa Nour nell'offshore del Nilo oriestale. Nei dicembre 2018 è stata cedura una quota del 20% a Mubadala Petroleum e una quota del 25% a BP nella concessione di Mour. A seguito dell'operazione Eni detione una quota del 40%; (ii) l'estensione di dieci anni a partire dal 2021. della concessione Nile Della (Eni 75%) contenente la concessione Abu Madi West con il giacimento di Nooros; (ifi) l'estensione dell'attività esplerativa nel permesso di El Jar'a [Eni 75%], all'interno della prolifica area productiva denominata Grand Nooros Area; [iv] l'estensione per un ulteriore periodo di cinque anni della concessione di Ras Qattara (Eni 75%) nel Western Desert; e (v) l'estensione della concessione di sviluppo di Faramid (Eni 100%).

Nel sertercibre 2018, con un anno di anticipo rispetto al piano di sviluppo, il progetto Zobr ha raggiunto il target di plateau produttivo pari a 365 mila boe/giorno ( 110 mila boe/giorno in quata Eni) con il completamento delle attività di drilling e la realizzazione e start-up delle qualtro unica di tractamento onshore pianificate, oltre all'unità di trattamento avviata alla fine del 2017, portando la capacità installata ad oltre 57 milioni di metri cubilgiorno. Il plateau produttivo, rivisto al rialzo fino a cicca 91 milioni di metri cubi giorno, è attesa nel corsa del 2019 con il compretamento e savvio di ulteriori tre unità di trattamento onsinore del gas e di ulteriori tre pozzi produstori per un totale di 13 pozzi complessivi.

Al 31 dicembre 2018 i costi di sviluppo capitalizza i nell'attivo patrimoniale relativi al progetto Zohr ammontano a \$4,3 miliardi pati a €3,8 miliardi al carsbio evro/dollaro al 31 dicembre 2018. Gli investimenti previsti a piano per la fase di ramp-up dell'a produzione di Zohr saranno finanziati con il cash flow operativo allo scenario del marker Arent di Enl.

Al 31 dicembre 2018 le riserve certe del giacimento Zohr di competenza Eni sono pari a 782 milioni di boe.

Le attività di sviluppo hanno riguardato; (i) il progetto Battim South West [Eni 50%, operatore] nell'offshore cel Paese. Il progetto sanzionato nel 2018 prevede uno sviluppo accelerato con start-up atteso nel corso dei 2019: (ii) il completamento e lo start-up di ulteriori due pozzi di sviluppo addizionali nel giacimento Nooros [Eni 75X, operatore] e la realizzazione di una pipeline per il trasporto del gas a:fimpianto di tractamento di El Gamil. Il comoletamento delle artività è previsto nel 2019; e {iii] attività di infilling e ottimizzazione della produzione nolle concessioni Sinai {Eni 1DD%, operatore }, Meleiha (Eni 76%) e Ras Dartara (Eni 75%]. In particolare nell'area del Sinai è stato completato il progetto di water reinjection consentendo di raggiungere lo zero water discharge. Nell'ambito delle iniziative di social responsibility sono in corso di implementazione i programmi definiti dal Memorandum of Unierstanding firmato nel 2017, L'accordo, che affianca le attività di sviluppo del progetto Zohr definisce due progesti di intervento da realizzarsi nell'arco di quattro anni. Il primo prevedeva la ristrutturazione della clinica di El Garabaa, nei pressi delle facility produttive onshore di Zohr, e la fomirura di tutte le necessarie artrezzature medico-sanitazio. Le attività previste sono state completate nel maggio 2018. Il secondo progetto, per un va-

lore comple ssivo di \$20 milioni, include diverse iniziative di supporto sucio-economico e sanitario a favore delle comunità focali nelfarea di Zohr e Port Said, Il programma ha identificato in accordo con gli stakelvolder dell'area e le Autorità del Paese, tre aree di intervento. [i] acquacotura ed attività ittiche, in particolare con la costruzione di un distretto ittico. Le attività sono stato avviate nel corso del 2018; (ii) progetti sanitari. In accordo con il Ministero della Salute è stato definito un primo progetto che prevede la costruzione di Primary Health Care Center che fornirà servizi sanitari a circa 60 milla persone nell'acea di Port Said. Il completamento delle attività è previsto nel 2019. li progetto include place alla roalizzazione delle infrascrutture identificate ulteriori iniziative nell'ambito della formazione e prevenzione sanitaria; e fiii) programmi a supporto dei giovani, in pasticolare con la costruzione di un centre giovanife il cui completamento è atteso nel 2019.

AFRICA SUB-SAHARIANA

Angota L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) le scoperte a olio di Kalimba e Afoxe nell'area del progetto East Hub nel Blocco 15/06 (Eni 36,84%, uperatore). Le scoperte presentano complessivamente un potenziale minerano stimato in 400-500 milioni di barsit di olio in posto; (i) la scoperta a olio di Agogo nell'area dei progezto Mest Hub nel Blocco 15/06, con un patenziale minerario stimato in 450-650 milioni di barili di alio in posto.

Lo sviluppo delle scoperte farà leva su possibili sinergie sfruttando la presenza di facility produttive esistenti,

Nei novembre 2018 è stato firmato un emendamento del PSA del Blocco 15/06 che definisca un ampliamento della superficie esplorativa nell'area occidentale del blocco. Caccordo conferma la strategia Eni di esplorazione near-field con la rapida messa in produzione delle scoperte benaficiando delle sinergie con le facility produttive esistenti.

Le attività di sviluppo hanno riguardato i due progetti in produzione nel Blocco 15/06. in particalare per il progetto West Hub: [i] è stata completata la fase di ramp-up di fichigufu raggiungendo il plateau produttivo di 25 milla barili/giorno; e (ii) conseguito lo start-up produttivo di Vandumbu. Nell'ambito del progetto East Hub; {i] è stata avviata la produzione del giacimento UM8 attraverso il collegamento alla FPSO proserete nell'area; (ii) è stato completato l'upgrading di alcune facility produttive; e (iii) sono stati sanzionati i progetti di Cabaça North & Cabaça South-East UM4/5. Le attività di sviluppo prevedono la perforazione di tre pozzi produstori, due pozzi per la water injection e collegamento alle facility produtive presenti. La start-up è previsto nel 2021.

Sono stato conopletate le attività di drilling programmate del progetto in produzione Mafumeira Sul nel Biocco O (Eni 9,8%),

Eni è inoltre impegnata nell'implementazione di attività a supporto della sviluppo socio-economico nella regione meridionate del Pacso, nella provincia di Ruilla e Nomibe, In particolare sono proseguite: (i) le anività a svaporto dell'accesso all'energia da fonti rinnovabill e all'acqua potabile; [ii] le iniziative in ambito sanitarlo attraverso campagne di sensibilizzazione delle comunità locali, programmi di formazione del personale, fornitura di energia elettrica nei Centri Salute e negli Ospedali, anche nell'area di Luanda; c [iii] programmi a supporto dell'educazione primaria,

Nel 2018 le attività hanno nguardato: (i) l'avvio di iniziative a supporto della sviluppo agricolo attraverso la creazione di centri di formazione; (ii) iniziative a supporto dei programmi di sminamento di alcune aree che consentono di aumentare la sicurezza, restituire terreno per uso agricolo e migliorare la resilienza e stabilità delle comunità rurali; e [iii] i: progettu "Luanda refinery reliability improvement and gasoline production increase". Il progetta prevede lo sviluppo di soluzioni specifiche

per migliorare l'affidabilità della raffineria di Luanda, incrementare fa produzione di benziba attraverso l'installazione di nuove unità produttive, ottimizzare i processi e formare il personale. Nel corso dell'anno è stata esegulta una prima manutenzione straordinaria e avviato il programma di training.

Congo Le attività di sviluppo hanno riguardato: [i] il progetto in produzione di Nene Marine fase 24 nel blocco Marine XII (Eni 65%, operatore). Sono state completate le attività di drilling e l'installazione della condotto sottomarina di collegamento con la piattaforma produttiva del giacimento in produzione di Litcheradjili nellolocco Marine XII; (ii) il completamento dellu attività di ingegneria per lo sviluppo del progetto Nene Marine fase 28, sanzionato nel dicembre 2018; {fii } be attività per instrementare la capacità di generazione elettrica di 170 MW della centrale CEC (Eni 20%). La fornitura addizionale di gas sarà assicurata dalla produzione del blocco Masine XII; e (iv) il progetto di water re-injection sui giacimenti operati in produzione di Loango (Eni (2,5%) e Zatchi (Ent 55,25%).

Proseguono le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hireda, con l'obiettivo di miglinrare le condizioni di vita della popolazione. Il progetto prevede diverse iniziative a supparto dello sviluppo socio-economico, accesso afl'acqua, all'energia, educazione e servizi sanitari. In particolare nel corso del 2018 i programmi hanno riguardato: (i) il completamento del progetto CATRE? per la sviluspo agricolo con la formazione di 14 cooperative agricole, anche con il supporto del World Food Programme; [ii] interventi di ristrutturazio ne e realizzazione di centri multiculturafi: (iii) programmi a supporto dell'educazione, in particolare nell'area di Pointe Nuire astrave;so la fornitura di materiale didattico ed interventi di ristrutturazione; e (iv) programmi di rafforzamento dei servizi di Primary Health Care presso i Centri Salute e aftre strutture operanti nelf'area, in particolare nell'ambito materno-infantife

Inolore sono proseguite le attività per la realizzazione di un centro di formazione e ricerca sulle enereie rinnovabili a Guo, nel nord del Paese.

Ghang Nel corso del 2018 è stata avviata la produzione di gas non as sociato nell'ambito del progetto in produzione OCTP operato da Eni con una quota del 44,44%. Il gas prodotto è inviato ad un impianto di trattamento onshore per essere immesso nella rete del Paese. L'OCTP è l'anico progetto di sviluppo di gas non associato in acque profonde interamente dedicato al resercato domestico nell'Africa Sub-Sahariana e garantirà al Ghana 15 anni di forniture affidabill di gas ad un prezzo competitivo, dando un contributo sostanziale all'accesso affenergia e allo sviluppo economico del Paese. Il progetto è stato sviluppato in conformità ai re quisiti più stringenti In materia ambientale, zero gas flaringe reiniezione dell'acqua nrodotto.

Prosegue l'impegno di Eni nell'implementazione di progetti volti a migliorare le condizioni di vita della popolazione nel Paese, con iniziative in ambito di formazione, diversificazione economica, accesso all'acqua e servizi sanitari. Nel corse del 2018 sono stati avviati progetti in ambito di educazione primaria, waste management ed accesso all'acqua nell'area occidentale del Paese. In particolare è stato realizzato un pozzo con un sistema di trattamento e purificazione dell'acqua e di distribuzione per circa 5.000 abitanti nelle comunità di Bakanta, Krisan e Sanzule.

Well'ambito della partnership con United Nations Development Programme, è in corso di definizione un programma di attività con l'obiettivo di raggiungere una riduzione di emissioni di CO, nel media periodo attraverso iniziasive di contrasto alla deforestazione, accesso all'energia e programmi di efficienza energenica.

Mozambico Nell'ottabre 2018 è stato sottoscritto il contratto petrolifero per i diritti di esplorazione e svituppo del blocco offshore AS-A nelle aoque profonde dello Zambesi. A blocco sarà operato da Eni con una quota del 59,5%.

Nel marzo 2019 è stato firmato un accordo con Qatar Petroleum per la cessione della quota del 25,5% nel blocco offshore AS-A. L'accordo è soggeno all'approvazione da parte delle Autorità del Paese.

Le actività di sviluppo di Area 4 (Eni 25%) nell'offshare rigurardano Il giacimento Coral, operato da Eni, e le scoperte del Mamba Complex dove Eni è operatore della fase upsoream ed Excon Mobil della fase liguefazione, Le attività relative al progetto sanzionato di Coral South provedono la realizzazione di un impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione, lo stoccaggio e l'export del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all'anno di GNL, alimentato da 6 pozzi sottomarini e start-up atteso nel 2022. Il gas liquefatto sarà venduto da Eni e gli altri concussionari di Area it (tra i quali ENPC e Exocon Mobil attraverso l'operatore Mozaroligue Rovurna Venture Spa] alla BP sulla base di un contrazio long-term della durata di venti anni con opzione di ulteriore disci anni. Per le scoperte del Mamba Complex, il progetto Rovurna LNG prevede lo sviluppo di una parte delle riserve a cavatio con Area 1 (riserve straddiing] attraverso un piano indipendente ma coordinato con l'operatore dell'Area 1 (Madarko), acui si aggiungono parte delle riserve non straddiing. Il progetto prevede la realizzazione di due trend onshore, afimentati da 24 pozzi sottomarini, per il trattamento, la liquefazione del gos, lo stoccaggio e l'export del GNL della capacità complessiva di cica 7,6 milioni di tonnellate all'anno ciascuno. Nel luglio 2018 il piano di sviluppo è stoto sottoposto alle competenti Autorità del Paese per una prima review. Le attività finalizzato alla commercializzazione del CNI, stanno compiendo notevoli progressi, con i negoziati in corso relativi agli accordi vincolanti di compravendita, in parallelo alla finalizzazione del piano di sviluppo e del project financing. La Final investment Decision [FID] è prevista nel 2019 con start-up attesq ne: 2024.

Mel 2018 sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Poese, in particolare; [i] programmi a supporto della scolarità primarla nella circa di Pemba anche attraverso attività di manutenzione ordinaria e stranndinaria di scutile e iniziative di formazione anche son programmi specifici sui temi Oil & Gas; e (ii) programmi a sostegno della salute, coardinati con le Autorità sanitatie del Paese, nell'area di Maputo. Pemba e Palma, attraverso iniziative specifiche sui tumi della prevenzione, reaflizzazione di structure e fomiture di attrezzature mediche, in particolare nell'area di Cabo Delgado,

Migerio Lattività esplorativa ha avuto successo con il pozzo di scoporta EPU-D5 deep mineralizzato a gas nell'area del giacimento Gbaran-Kolo Creek-Epu (En) 5%).

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) interventi di workover e rigless per il mantenimento del profilo produttivo nonché attività di manutenzione e ripristino delle facility danneggiate alsegui ta di azioni di sabotaggio e bunkering nei blocchi operati OME|60; 61 62 e 63 [Eni 20%]; [ii) il completamento del progetto di wateriniectio del giacimento Ebocha nel blucco OML 61, consentenco di raggiungére una capacità di reiniezione pari a circa 30 mila barili/gromo di acqua di produzione; [iii] le attività di fase 2 della centrale di Dkpai ger ragdop piare la potenza installata nel blocco OML 60; (iv) attività di di di l'ing per incrementare la produzione ed interventi di workover per congrastare it rsaturale declino nel blocco DML 118 (Eni 12,5%) e del giacimento Abo nel blocco operato OML 125 [Eni 100%]; e [v} i progetti di sviluppo di gas associato Forkados Yokri Integrated Project nel blocco OML 43 (Eni

5%) e Gbaran fase 24/20 e SSAGS project nel Elocco OML 28 (Eni 5%). Il gas prodotto sarà destinato al marcato domestico.

Nel febbraio 2018 è stato firmato con la FAD un accordo di collaborazione per promuovere l'accesso all'acqua pulita e sicura in Nigeria, in particolare nelle asee nord est, tramite fa realizzazione di pozzi alimentati da sistemi fotovoltaici, per uso domestico e per irrigazione.

I programmi Ení a sostegno delle comunità locali del Paese prosegunno con: (i) programmi di accesso all'energia e all'acqua; (ii) progetti di diversificazione economica, in particolare le iniziative del Green River Project; (ii) attività a supporto dell'educazione e formazione professionale; e [iv] interventi di nabilitazione di strutture sanitario e fornitura di materiale medico.

Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria ("NG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona onientale del Delta del Niger. L'impianto ha una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubitanno di feed gas. Le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint-venture SPDC JV (Eni 5%), TEPNG JV e delfa NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall'impranto nel corso del 2018 sono stati pari a circa 32 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di fungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd.

KAZAKHSTAN

Kashagon Continuano le attività di sviluppo por il completamento dell'Experimental Program del giacimento Kashagan (Eni 15,81%) per raggiungere la capacità di plateau produttivo pari a circa 370 mila batili/giorno, al 100%, nel 2019.

Proseguano gli studi per ulteriori fasi di sviluppo che includina l'espansione della capacità di iniezinne di gas naturale, la conversione di pozzi da produttori ad iniettori e l'upgrading delle facility esistenti. 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.

Al 31 dicembre 2018 i costi capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano 3 \$9,9 miliardi pari a €8,6 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2018, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2018 [S7,3 miliardi], dagli oneri finanziari capitalizzati e dall'esborso per l'acquisizione di ounte in occasione dell'uscita di altri partner in esercizi precedenti (\$2.6 millərdi)

Al 31 dicembre 2018 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 814 milioni di boe in lieve diminuzione rispetto al 2012.

Karachaganak Nell'ambito dei progetti di ampiiamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karacroganak (Eni 29,25%) è sráto sanzionato il progetto Karachaganak Process Center Debottlenecking. Le attività sono in corso di esecuzione con completamento atteso nel 2020. La capacità di reiniezione addizionale sarà garantita nel prossimi anni dall'installazione di ulteriori racility di relniezione di gas che si aggiungerà a quelle esistenti,

Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare continuano gli interventi in ambito di: {} furmazione professionale; e (ii) realizzazione di asili o scuola, manutenzione di ponti e strade, costruzione di centri sportivi. Al 31 dicembre 2018 le riservo certe del giacimento di competenza

Eni sono pari a 452 milioni di boe, in riduzione di 78 milioni di boe rispetto al 2017, dovuto principalmente alla variazione del marker Brent di riferimento.

RESTO DELL'ASIA

Emirati Arabi Uniti Nel corso del 2018 è stata avviata da parte di Eni una campagna di acquisizione di asset volta ad entraro nel Paese. In particolare, sono state completate fo seguenti acquisizioni di asset esplorativi e in produzione in Abu Dhabi: [i] nel mazzo 2018 sono stati acquisiti i due Concession Agreement della durata di 40 anni per l'ingresso con una queta del 5% nel giacimento in produzione a olio di Lower Zakum e con una guota del 10% nei giacimenti in produzione a olio, condensati e gas di Umm Shaff e Nasr, nell'offshore del Paese. Il corrispettivo complessivo dell'operazione è stato di circa \$875 milioni: [ii] nel novembre 2018, l'assegnazione di uno quota del 25% nella concessione offshore denominata Ghasha. La concessione, della durata di 40 anni, include i giacimenti a gas Hail, Ghasha, Daima e altri campi offshore situati nella regione di Al Dhafra. Lo start-up produttivo è previsto nel 2022; e (iii) nel gennalo 2019, Eni si è aggiudicata l'operatorship con una quota del 70% nei 80cchi esplorative 1 e 2 nell'offshore del Paese. Il commitment della prima fase esplorativa prevede studi esplorativi per il Blocco 1 e la perforazione di due pozzi esplorativi e dua pozzi di appraisal nel 日につつ 2.

Nel gennaio 2019 Eni si è anche aggiudicata tre concessioni onshore esplorative nell'Emirato di Sharjah. In particolore: [i] l'operatorship e una quota del 75% nelle aree A e C; e (ii) una quota del 50% nell'area B. Il commitment della prima fase esplorativa include la perforazione di un pozzo e studi esplorativi nella area A e B e studi esplorativi nell'orea C.

Indonesia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperto Merakes East nel blocco operato East Sepinggan (Ent 85%) situato nell'offshore del Paese.

Nel maggio 2018 Eni si è aggiudicata con una quoto del 100% il bfacco esplorativo East Garal nelle acque profonde del bacino di Kutei, in prossimità del brocco operato di Muara Bakau (Eni 55%).

Nell'ambito della razionalizzazione del portafoglio produttivo nel corso del 2018 è stata ceduta l'intera cucta di partecipazione nel permesso productivo Sanga Sanga.

Le attività di sviluppo hanno riguardato il progetto offshore a gas di Merakos nel blooco operato East Scpinggan. Nel dicembre 201,8 è stato approvato if piano di svišuppo da parte delle Autorità del Paese. Il progetto prevede la perforazione di 5 pozzi sottomarini che verranno collegati alfunità galleggiante di produzione (Floating Production Unit – FFV) del giacimento in produzione di Jangkrik [Eni 55%, operatore],

Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPI, sarà spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontone oppure venduto spot nel mercato domestico. Lo start-up è previsto nel 2020.

Sono in corso diversi progetti ed iniziative sui terrii di protezione ambientale e di sviluppo sanitario e scolastico per le comunità locali nelle aree operative del Kalimantan orientale, di Papua e del Nord Sumatra. Nei 2018 è stato avviato un programma per favorire l'accesso all'energia e all'acqua per le comunità l'ocali e programmi di formazione in ambito agricoto, Inostre sono state identificate in Iziative in ambito sandario.

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AMERICA

Messico Nel 2018 sono stati firmati i seguenti accordi: [i] la scambio di quote di partecipazione di asset esplorativi con la società Lukoil. In particolare l'accordo provede la cessione del 20% della quota Eni nelle licenze operate di Area 10 (Eni 100%) e Area 14 (Eni 50%) e l'acquisizione di una quota del 40% nell'Area 12 operata da cukail; (ii) la cessione di una quota dol 35% nella licenza operata di Arca 1 [Eni 100%] con la società Qatar Petroleum.

Gli accordi definiti sono soggetti all'approvazione delle competensi Autorità del Pacso.

Sono state assegnate ad Eni le licenze offshore Area 24 con una quota del 65% e Area 28 con una quota del 75%, entrambe operate.

Nel luglio 2018 è stato approvato dalle Autorità del Paese il piano per lo sviluppo delle tre scoperte di Amoca, Mitzon e Tecnalli ubicate nell'Area 4. La sviluppo avverrà per fasi con lo start-up in early production atteso nel 2019 attraverso l'instaflazione di una piattaforma e la realizzazione di facility di collegamento ad un impianto di trattamento onshore esistente, con una produzione attesa pari a 8 mila barili/giorno. La fase di sviluppo full field include l'installazione di tre ulteriori piattaforme è di una FPSB per incrementare la capacità produttiva fino a 90 mila barili/giomo nel 2021,

Nel corso dell'anno sono stato implementate altrine iniziative di supporto alla comunità ed effettuati incontri con gli stakeholder locali in prossimità delle aree della licenza in via di sviluppo di Area 1. fholtre è stato finalizzato il primo Local Development Plan, in accordo con le Autorità lacali competenti, comprendente i futuri programmi a supporto delle comunità.

Stati Uniti Nell'agosto 2018 sono stato acquisite 124 nuove licenze esplorative con una quota del 100%. Le licenze sono localizzata

nesl'Eastern North Slope dell'Alaska, considerata un'area ad alto potenziale minerario, in prossimità di facility produttive esistenti. Nel dicembre 2018 è stato firmato un accordo por l'acquisizione della quota del 70% e l'operatorship del campo in produzione di Booguruk, di cui Eni deteneva il 30%. L'accordo è stato finalizzato nel 2019. Le attività di sviluppo hanno riguardato il progetto Lucius Subsequent Development (Eni 8,5%). Il progetto prevede la perforazione e il completamento di tre pozzi produttivi sottomarini che saranno collegati alla piattaforma produttiva del giacimento in produzione lucilus e ungrading delle facility esistenti.

INVESTIMENTI

Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production [€7.901 milioni] hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo [€6.506 milioni), realizzati prevalentamente all'estero in particolare in Egitto, Ghana, Norvegia, Libia, Nigeria, Congo e Iraq, In Italia gil lovestimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare interventi di sidetrack e workover nelle aree mature.

L'acquisto di riserve proved e unproved di €869 milioni riguarda il bonus d'Ingresso nei due Concession Agreement in produzione offshore di Lower Zakum e di Umm Shaif e Masi è nella concessione. offshore Ghasha negli Emirati Arabi Uniti.

Gli investimenti di ricerca esplorativa (€463 milioni) hanno riguardato in particolare le attività negli Stati Uniti, Egitto, Messico, Emirati Arabi Uniti ed Indonesia.

Nel 2018 la spesa di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata pari a €96 milioni (€83 milioni nel 2012), Sono state depositate 10 domande di brevetto.

ANTIES IS CACT IT CREATH PRODUCTION CONSULTION STARS SCIENCES

Investimenti tecnici

		(Emilinni] > 2018 > 2017 2017 2017 > 2017 > Ta Ass >> > 2013
Acquisto di riserva provede unproved	868			864
Figli co
Africa Sub-Sahariana		5		(t)
Resto dell'Asia	a Ba			869
Esplorazione	463	442	417	21	4,B
ਦੀ ਕੀਂਚ		5		(বা	(80.0)
Resto d'Europa	52	186	11	(134)	(22,0)
Africa Settentrionale	20	દર્	42	(ਤੇ ਹੋ	(Ca.Bl
Egilta	80	70	270	10	14.3
Africa Sub-Sahariana	22	25	30	(3)	(12,0)
Kazakhstán		3		(	(100.0)
Resta dell'Asia	14C	20	52	120
Amarica	146	75	7	70
Australine Deesnia	Z	2
Svillappo	6.506	2.236	7,770	(730)	(104).
talia	380	265	407	120	- 446
Resto d'Ecropa	ட்டுப்	ਡਰੋਰੋ	Sab	201
Africa Settentrionale	ਦੇ 25	625	247	[101]
Egitta	2.205	3.030	1.700	(825)	(27.2)
Africa Sub-Sahariana	1.635	ਕ "ਉਟੇਡ	2.175	(217)	11771
Kazakhsran	193	197	207	[4]	[2,0]
Resto dell'Asia	550	ନିର୍ଦ୍ଦିତ	E.213	[115]	/ (17.4)
America	381	ਸ ਰੋਵ	220	ਸਥਦ	95.4
Australia e Occania	37	11	10	25
a tra	63	56	ਿੰਦ	2	12.5
TOTALE	7.901	7.739	8.254	162	2,1

49

Rachtinne

Pollanziria

"Michise

83842 546 GAS & POWER

Performance dellanno

• : Lindice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) si è attestato a 0,56 registrando un incremento del 51,4% rispetto all'anno precedente per effetto di maggiori eventi infortunistici (+2 infortuni) registrati tra i contractisci, parzialmente bilanciato dalla migliore performance tra i dipendenti.
• « Le emissioni di GHG evidenziano un trend di miglioramento di circa il 2%, a seguito della diminuzione delle produzioni di energia elettrica (-3,6% rispetto al 2017].
• • Le emissioni di GHG/kWheg riferite alla produzione di energia etettrica risultano in lieve aumento [+1,3% rispetto all'anno precedento] per effetto del maggior consumo di gos di raffineria in sostituzione del gas naturale presso la centrale di Ferrera Erbognone.
• . Nel 2018 il settore Gas & Fower ha conseguito l'utile operativo adjusted oi €543 milioni, più che raddoppiato rispetto all'utile

operativo del 2017, per effetto della complessiva ristrutturazione del settore in tutto le linee di business, in particolare della crescita delle vendite di GML, delle ottimizzazioni nel power e nella riduzione dei costi di lugistica gas, supportati da uno scenatio che ha consensito di valorizzare le flessibilità associato agli asset di portafoglio.

• « Le vendite di gas nel mondu sono state di 76,71 miljardi di metri cubi, con una flessione del 5,1% rispetto al 2017 (-4,12 miliardi di metri cubi). In aumento del 4% le vendite in Italia (39,03 miliardi di metri cubi}.
• · Le vendite di energia elettrica evidenziano una crescita del 5% [+1,74 TWh] rispetto af 2012, In aumento per effetto delle maggiori vendite alla borsa elettrico in Italia.

• Glisovestimenti tecnici di €215 milioni hanno riguardato esseozialmente iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas e del business power.

Impegni di acquisto del GNL

Nell'ambito della strategia di Eni volta al rafforzamento dell'integrazione con Ji business upstream, attenuti dai partner della joint venture di Area

4 impegni d'acquisto di lungo termine dei GNL. Per ulteriori dettagli si novia alla sezione "Mozambico" del settore Exploration & Production.

per ethe jerize enerderi

Nel mese di gennaio 2019, Eni attraverso la società controllata Eni gas e luce SoA, ha perfezionato l'acquisizione della quota di maggioranza di SEA SpA, enargy service company operante nel settore dei servizi e delle soluzioni per l'efficienza energetica. Con questa acquisiziona è confermate la strategia mirata al

Oromizeazione del perfariatoglio in Eur

Completata la cessione delle attività di distribuzione gas in Ungheria con una rete di distribuzione di circa 33,700 km e 1,2 milioni di punti di riconsegna. Nel mese di fuglio, in finsa con il piano di razionalizzazione del portafoglio, è stato acquisito l'ulteriose 51%, arrivando a detenere il 100% della suclietà, Gas Supply Company Thessaloniki-Thessatia SA, fornitore di gas ed energra elettrica al mercato retail in Grecia, con circa 300 milla clienti.

rafforzamento della presenza Eni nel mercato dei servizi per l'efficienza energetica, attraverso l'ampilamento della propria offerta commerciale con soluzioni integrate e innovative, focalizzate principalmente suf segmento industriale e su quello dei candomini.

Xel mese di marzo la consociata Adriaplin ha finalizzato l'acquisizione del 100% della società Mestni Plinavadì che gestiva l'attività di distribuzione e commercializzazione gas in 11 Comuni localizzati nell'areo centro-settentrionale e nord-orientale della Siovenia. Nel corso del mese di maggio Mestni Plinovadi è stata incorporata in Adriaplin per rendere piemamente operative le sinergio tra le due società.

Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nei quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valucare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo, Eni rifornisce 9,2 millaril di climii retaili in Italia ed in Europa. In particolare sul territorio nazionale i clienti sono 2,7 milioni.

In un contesto di mercato caratterizzato da una domanda ancora in calo nel 2018 [-3% e -2% i consumi nazionali e nell'Unione Europea

rispetto al 2017 rispettivamente] e caratterizzata dalla crescente, pressione competitiva, Eni ha posto in essere una serie di operazioni frinegoziazioni di contratti di fornitura, azioni di efficienza e di uttimizzazione volte al consolidamento della redditività del business gur in presenza di ancora deboli fondamentali di mercato (per maggiori informazioni sus contesto comperitivo del settore europea del gas si veda il capitolo "Fattori di rischio" di seguito].

GAS NATURALE

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

i volumi di gas naturale approvvigioneti dalle società consolidate sono stati di 74,15 miliardi di metri eubi in riduzione di 4,13 miliardi di metri cubi, pari al -5,3%, rispetto al 2012;

I volumi di gas approvvigionati all'estero (66,82 miliardi di metri cubi dalle società consolidate], importați in Italia o venduli sui mercafi esteri, pari a circa il 93% del totale, sono diminuiti rispetto al 2017 [4,41 miliardi di metri subi; -6%] principalmente per effecto dei minori volumi approvvigienati in Russia [-1,85 miliardi di metri nubi], nei Pacsi Bossi (-1,25 miliardi di metri cubi), in Algerla {-1,18 miliardi di metri cubi) e in Norvegia [-0,73 milia:di di metri cubi}, parzialmente compensoti dai maggiori acquisti effettuati in Incoressa (+2,32 miliondi di metri cubi) per maggiori disponibilità di gas da produzione upstream e în Qatar [-0,20 miliardi di metri nubi), €1 approvvigionamenti in Italia (S, 33 miliardi di mutri cubi) sono in autnento del 5,5% nispetto al periodo di confronto per effetto delle maggiori forniture equity.

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

838621546

Approvvigionamenti di gas naturafe

	miliardi di metri cuhil	BAZONARY		2003-19	10 884 2
TALIA		5,33	ਦੇ ਹੋਵ	6,00	0,20	ર, ક
Passia		26,24	26,09	57,99	(二十分月)	ില്ലി
Algeria fiscluso li GNL:		12,02	13,18	12,90	(≥,16)	15.01
Libia		4,55	4,73	4,87	[0,21]	(4,4)
Facsi Bassi		ਤੇ ਕੇਟ	5,20	a co	1,75]	(24.0)
Norvegia		6,75	7,48	8,18	(0,73)	(are)
Regno Unita		2,21	2,30	2.08	(0,15)	5 4
indonesia (GN_)		3.06	2,74		2,32
Catar (GNL)		2,56	2.35	45 E	0,20	8.5
Altri acquisti ci gas naturale		ટે. રેટ	6,75	2.83	(1,23)	19,2]
Altri acquisti si DNL		1.9%	2.31	1.91	[0,35]	(15,2)
ESTERO		68.02	73,23	76,54	(4.41)	(6,D)
TOTALE APPROVVIGIONANENTI OELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE		74.15	78,28	82.64	(4,13)	le 3)
Frelievi (finmissioni) da (a> stocca gio		0 00	0,31	1,4 J	0,23	(76,2)
Perdito dizete, cifferenze ci misura ed altre vaclexieni		(G'78)	(0.45)	0,20)	0.27	60,0
DISPONIBILITà FER LA VENDITA DEL LE SOCIETA CONSOLIDATE		74.05	78.14	83,83	(4,09)	(5.2)
Disponibilità per la vendita delle società collegate		2.66	2.69	5,48	(0.03)	[Σ] 1]
TOTALE OISPONIBILITÀ PER LA VESTITA		76,71	60,000	0G, 31	(4,22)	(은'1]

Nel 2018 i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente daile produziuni: [i] dei giacimenti nazionali (3,9 miliardi di metri cubi); (ii) delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese (2,6 milliardi di metri cubi); (iii) dell'Indonesia (1,6 milliardi di metri cubi); (iv) dei giacimenti fibici (1,4 miliardi di metre cubi); (v) degli Stati Uniti [0,3 mifiardi di metri cubi].

I volumi di gas equity sona stati di circa 9,9 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 13% del totale delle disponibilità per la vendita.

VENDITE DI GAS NATURALE

In uno scenario caracterizzato dalla crescunte pressibile competitiva e dalla riduzione della domanda di gas, le vendite di gas naturale di 76,71 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendito delle società collegate valutato a equitry) hanno evidenziato una flessione di 4,12 miliardi di metri subi rispetto ai 2017, pari ai -5,1%.

Vendite di gas per entità

	imiziardi di metri cubi] >>> 2018 52
Vendite delle società consolidate	73,70	77,52	63.34	13.95)	[4.9]
זירויוsensi autoconsuissis	39.03	37.45	38,47	1.60	63
Hesto d'Europa	27.58	35.16	4C.52		[8,52] = [23,6]
Extra Europa	?,	56.6	4,39	3,10	77.7
Vendite delle società collegate [quota Enl]	2.01	3,31	2,97	(0,30)	(ਰੇ 'ਹੈ)
Resto d'Europa	1.84	2.53		1,91 [0,29] [13,8]
extra Furnpa	1.17	1,18	1,20 - 1	(0,01)	(0,8)
TOTALIE VENDITE GLS MONDO	76,71	80.83	85,31	(4,12)	(5.1)

la aumento del 4,3% le vendite in itelia a 39,03 miliardi di metri cubi, principalmente per effetto delle maggiori vendice all'hub e al sectore grossisti e industriale, în parte compensati dai minori volumi commercializzati al settore termoelettrico e rasidenziale. In calo i ritiri degli importatori in Italia [3,42 miliardi di metri cubi; -12,4% rispetto ai 2017 | a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.

Le vendite sui mercati europei di 26 miliardi di metri cubi sono in diminuzione dal 24,3% [-9,34 miliardi di metri cubi] rispetto al 2012 In aumento del 59,8% le vendite nei mercati extra europei (+3,09 miliardi di metri cubi) a seguito delle maggiori vendite di GNL in Gioppone, Pakistan, Cina e Taiwan parzialmente compensate dai minori vourni commercíalizzati in Corea del Sud ed India.

VENDITE GAS ITALIA

. Grossisti 6 PSV e borsa a Inclusió ali % PMI e terziario · Termoulettrici 9 Residenziali & A.Acconsum

Sai Bellez-une

Vendite di gas per mercato

	(millardi di mensi cubi) 2018 - 2018 - 2018 - 2018 - 2018 - 10: 10:56 - Namy						7
ITALSA		99,03	37,43	38,43	1,60	4,3	n
Grassisti		9.15	ક	7,93	0,29	ਰ,4	12 5
PSV & barsa		12,49	10,81	12,98	1,69	15.5
Industrial:		4,79	4.42	4,54	0.37	8,4	i =
PM o to zaario		0.79	0.93	1.72	0.14	(15,1)	u 11
Termoelettrici		1,50	2,22	0,27	(0,72)	(32,4)	0
Residenziañ		4,20	4,51	4.39	0,31	(6,9)	14 0
Autoconsumi		6.11	6,19	6,10	(0,07)	[1,1]	ت
VENDITE INTERNAZIONALI		37,88	43.40	47,88	(5,72)	(13,2)	2
Resto d'Europa		23,42	30,23	42,43	[8,61]	(53,0)
Importatori in Italia		3.42	Baraa	4,37	[0,47]	12.2 ]
Mercati europel:		26,000	34,34	38,048	(8,34)	(24,3)
Penisolo Iberica		4,65	5.06	5.28	(0,41)	18.11
Germonio Austrio		1,83	e as	ਨੇ ਉਸ	(5,12)	(23,7)
Acretox		5,23	5.06	7,03	0,23	4,5
Ungheria				0.93
Regno Unito		2.22	2,24	5,01	0.01	0.5
Turchia		8,53	8,03	ષ, ટેર	(1,50)	(18,7)
Francis		4.95	8,38	7,42	(4,43)	(22,4)
4. cro		0.53	પાં જેટે	1.03	(2) 12)	(18.5)
Merceti extra suropel		8,26	5.47	5.45	3,00	59.6
TOTALE VENDITE GAS MONDO		76,71	80.03	86,31	[4.12]	[ 2] 1]

GNL

(millardi di metri cubi] 2017 = 2017 = 2017 = 2019 = Vac uss = Villes
Europa	4-7	5.2	S,Z = [D,S] = = 15-3		(9.6)
Extra Europa	5.6	3.1	2.9	2,5
YOTALE VENDITE GRE			8.1 .		24.1

Le vendite di GNL (10,3 miliardi di metri cubi, incfuse nelle vendite gas mondo) aumentano del 24,1%rispetto al 2017 e honno riguardato princi palmente il GNL proveniente dall'Indonesia, Batar, Nigeria, Oman ed Algeria e commercializzato in Europa, Cina, Giappane, Pakiston e Toivran.

ENERGIA ELETTRICA

Disponibilità di energia elettrica

Eni produce energia elettrica presso i siti di Ferrera Erbugnone, Ravenna, Mantova, Brindisi, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2018, la gotenza installata in esercizio è di 4,7 gigawatt. Nel 2018, la produzione di energia termoelettrica è stata di 21,62 TWh, in diminuzione di 0,8 TWh rispetto al 2017, pari al 3,5%.

A completamento della produzione, Eni ha acquistato 15,45 TWh di energia elettrica (+19,7% rispetto al 2017) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/Impieghi.

Vendite di energia elettrica

Le vendite di energia elettrica (37.07 TWh) in aumento del 4,9% rispetto al 2017 sono state destinate ai clienti del mercato libero (70%), borsa elettrica (19%), siti industriali (10%) e altro (1%). La riduzione di G,82 TWh ne: mercato libero pari a -2,3%, è riconduçir bile alle minori vendite ai clienti large (-2,38 TWh], al middle sqarket (-1,45 TWh) e alle PMF (-0,20 TWin), in parte bilanciate dall'aumento. dei volumi destinati al segmento grossisti (+3,39 TWh),

					2018 . 2016 . 2016 Yar Med . 1 . 14 . 2016
Acquisticii di gos naturale	mitlant di metri cubi)			4,300 4,355 4,334	[59] 1 - 11:41 ]
Acquisti di altri combustivili	(migliais dr tep)	356	392	350
Produzione di energia efetti ica	BADJBWAIDI			21,62	35
Produzione di vepare	[migliara di tonnellato]	7.959	7.551	7.974

83942 548

DISPONIBILITÀ DI ENERGIA ELETTRICA

	(torawattora) [2018/ 59/2018/ 59/2017
Produzione di energia elentrica	21,62	22,42	22.76	(0,80)	(3.8)
Acquisti di energia electricalo	15.45	12,91	15,27	2,54	19,7
Disponibilità	37,07	35,33	37.05	1,74	4,9
Mercatoribero	25.91	26.53	27,49		[0.52]
Borsa electrica	2.17		5.21 5.21 5.64	1.96	37.5
Siti	ਤੇ ਕਰੋ ਕ	3.01	ਤੇ ਜੋ	0.48	15.9
Altrolal	0,50	0,56	0.91	0,08	13, 89
Vendite di energia elettrica	37.07	35.33	37.05	1.74	4.9

|a) Include gli shlancian di di regariaj [irifferenza fra enegia elettina e fentivo neite ininessa disporto a quela programala j

INVESTIMENTI TECNICI

essenzialmente iniziative relative all'attività di commercializza- la generazione elettrica (€16 milioni). zione del gas (€161 milioni) e te Iniziative di montanimento, di

Nel 2018 gli investimenti tecnici di €215 milioni il anno riguardato - elessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per

PARTICS STORES STARTS STANDERS STATE

Investimenti tecnici

(€ miliosi)	1 2 2018 -- 2018 -- 2018 --
Mercato	207	138	110	ਵਿੱਚ	50.0
Merceto	161	102	t	ਤੇ ਕੇ	57 €
Profizi	ש	63		30	47,5
Estero	GB	ਉਸ ਦੀ ਸ਼ਾਮਿਲ ਵਾਲੇ	37 - -	29	74,4
Generazione electrica	46	are	41	10	27,8
Tresporto Internazionale		দ্ব	10	म	100,0
Totale Invest ment]	215	142	120	ਾ ਹੈ। ਇ	51.4
ம் உயர்
ttolia	194	్ల	73 -	40 -	40.4
048153	76	49	47	93	75.7

REFINING & MARKETING E CHIMICA

UTILE OPERATIVO ADDISTED & miliori

OUtle operative edjusted Refining & Marketing & Litile operativo adjusted Chimica

MARGINE DI SIAFFINAZIONE DI BREAKEVEN E SERM \$/barila Margina di ratinazione di breakeven & Standard Eni Relining Marqin (SERM)

EMISSIONI GHG/LAVORAZIONI DI GREGGIO E SEMILAVORATI tonnellate CO2eq/kt

Performance dell'anno

• » Nel 2018 l'indice di frequenza infortuni totali registrabili ( (RIR) della forza lavoro sotale conferma l'impegno di Eni nel rispetto delle linee guida in materia di salute e sicurezza, registrando un miglioramento del 9,7% rispetto al 2017 con il contributo sia dei dipendenti che dei contrattisti (rispettivamente -12,5% e -10,1%).
• « Le emissioni di GMG hanno registrato un sumento del 4,7% in termini assoluti per effetto degli incrementi produttivi.
• s Gli interventi di efficienza energetica hanno contribuito alla riduzione de! 2,1% del rapporto tra emissioni e lavorazioni.
• « Nel 2018 Il sectore Refining & Morketing e Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €380 milioni, che rappresenta un peggioramento di €611 milioni rispetto al 2017 [-62%]. Il business Refining & Marketing ha registrato l'utile operativo adjusted di €390 milioni, con una riduzione del 27% in finea con l'andamento sfavorevole dello scenario di raffinazione [SERM -26%). Tale risultato ha subito anche un maggior impatto delle fermate, attenuato dalla positiva performance del marketing per effetto delle politiche commerciali.

ll business della Chimica è stato penalizzato dalla crescita del prezzo della virgin nafta nei primi dieci mesi dell'anno e dalla farte contrazione delle quotazioni del polietilene nel quarto trimestre, conseguendo una perdita operativa adjusted di €10 milloni rispetto al 2017 che chiudeva con un urile di €460 milioni,

) Il margine di raffinazione di breakeven allo scenario cambio e

differenziali oli di budget è di 3 \$/barile in linea con la guidances

• .) Le lavorazioni di petrollo e di semilavorati in conto proprio nel 2018 sono state di 23,23 milioni di tonnellate, in riduzione del 3,3% rispetto al periodo di confronto, per effetto delle minori lavorazioni presso la raffineria di Taranto (compensate da maggiori lavorazioni conto terzi], delle fermate manutentive a Milazzo e dell'evento occarso nel mese di settembre presso la raffineria di Baycinoil. Tali riduzioni sono state parzialmente compensate dalle migliori performance di Sannazzaro e di Livomo, quest'ultima penalizzata nel 2017 cal fermo impianti per forza maggiore.
• si In crescita i volumi di lavorazione di oli vegetali per la produzione di biocarburanti presso la green refinerg di Venezia (0.25 milioni di tonnellate; +4,2% rispetto al 2017).
• · Le vendite sulla rete in Italia (5,91 milioni di tonnollate} sono in lieve diminuzione rispetto al 2017 (-1,7%).
• » La vendite rete nel resta d'Europa [2,48 milioni di tonnellate] registrano un calo del 2% rispetto al 2017 essenzialmente in Germania, a seguito dell'evento occorso presso la raffineria di Bayernall e in Francia.
• ·· Le vendite dei prodotti petrolohimici di 4,94 milioni di tannellate hanno evidenziato una crescita del 6,3% rispetto al 2017 per maggiori vendite di intermedi,
• . Gli Investimenti tecnici del settore di €677 mlijoni hanno riguordato principalmente l'attività di raffinazione.

55

8394250

Acquisizione di noova capacità di reffinazione in Medio Oriente.

Nel gennaio 2019 firmato uno share purchase agresment con Abu Dhabi National Oil Company [ADNOC] per l'acquisizione della quota del 20% della società ADMOC Refining, che si colloca tra le prime al mondo per capacità di raffinazione (complessiva olore 1900 mboe/giorno). Inoltre l'accordo prevede la costituzione di una joint venture tra Eni, Osterreichische Mineralălverwaltung (OMV) e ADNOC itedicato alla commercializzazione dei prodotti petroliferi che sorà costituita con la partecipazione di Eni al 20%, ADNOC 65% e OMV 15%.

Il cornispertivo dell'operazione è pari a circa \$3,3 miliardi, al netto del debito e sarà soggetto ao aggiustamenti contrattuall al closing.

Accordi a sostegno dell'Economia circolare

Nell'ambito dell'impegno Eni noll'economia circolare sono stati sottoscritti diversi accordi con alcuni comuni italiani, Littà del Vaticano e società multiutility che operano nei settori dello smaltimento dei rifiuti e trasporto pubblico locale (a Taranto, Torino, Venezia, Roma e comuni dell'Emilia Romagna] per la valorizzazione dei rifiuti civili organici e non, attraverso la trasformazione in risorse energetiche, quali biocarburanti. Tali accordi hanno l'obiettivo di

Sviluppo della chimica verde

Continua l'impegno di Eni sviluppo della continica da fonti rinnovabili, attraverso l'acquisizione conclusa a fine anno del ramo di azienda relativo alla chimica verde del Gruppo Mossi & Ghisolfi. I nuovi asset consentiranno in particolare la valorizzazione delle biomasse. Le attività di sviluppo prevedono inoltre il rilanclo

Il completarnento dell'acquisizione è subordinato all'aurorizzazione delle autorità competenti. L'operazione è in linea con la strategià Eni di diversificazione del proprio posizionamento geografico e di insegrazione di tutta la catena del valore.

Eni, attraverso le competenze maturate, fornirà il proprio supporto allo sviluppo tecnologico delle tre raffinerie operato da ADNOC Refining, situate nelle aree di Ruwais e Abu Dhabi. L'operazione, una delle چندل rilevanti mai candotte nel settore della raffinazione, permette un incremento della capacità di raffinazione Eni del 35% e di conseguire nel lungo termine un margine di breakeven di 1,E \$/barile.

promuovere l'uso di Eni Diesel + nell'ambito del trasporto pubblico, per consentire la riduzione delle emissioni inquinanti grazie al 15% di componente rinnovabile e di creare reti per la raccolta di materie prime non edibili, quali oli alimentari esausti e altri riffuti di origine iblogica, da trasformare in biocarburante nelle bioraffirerie Eni di Venezia e Gela, quest'ultima a partire dal 2019.

del liconsing internazionale di una tecnologia proprietaria per la produzione di bioetanolo di seconda generazione ir. grado di rispondere alla crescente domanda e ai requisiti di sostenibilità previsti per i biocarburanti.

Partnership

Firmata partnership fra Versalis e produttori italiani per la costituzione di una filiera dedicata al riciclo dell'erba sintetica dei campi sportivi.

Firmato accordo tra Versalis e SABIC, azienda attiva nel campo della

Nuova unità elastomén

Avviato a settembre il nuovo impianto di Fetrara per la produzione di procotti di alta gamma destinati, in particolare, all'industria automobilistica. Il progetto, che consolida la presenza di Eni

Sylluppo internazionale della chimica

Nell'ambito dell'impegno di Eni nello sviluppo internazionale della chimica è scato sottoscritto un accordo con Mazrui Energu Service, società leader nel settore dei servizi per l'industria Qil & Gas nel Medio Griente, per la costituzione di una

convertire il gas naturale in gas di sintesi, per produrre combustibili a elevato valore e prodotti chimici (come il metanolo).

reattoristica, per lo sviluppo di una tecnologia innovativa in grado di

sul territorio, consentirà di incrementare la copacità produttiva complessiva, di rinnovare il portafoglio prodotti clastomen e aumentare l'occupazione.

joint venture per la commercializzazione di chemicals innovativi. L'accordo consentità di valorizzare il know-how e tecnologie proprietarie di Versalis e di competere con i maggiori player del mercato.

REFINING & MARKETING

APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE

Nel 2018 sono state acquistate 22,62 milioni di tunnellate di petrolio (24,28 milioni di tonnellate nel 2017) di cui 4,14 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 10,01 milioni di tonnellate sul

mercato spot e 8,47 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica e la seguente: 36% dal Medio Oriente, 18% dalla Russia, 14% dall'Italia, 13% Asia Centrale, 10% dall'Africa Settentrionale, 3% dall'Africa Docidentale, 2% dal Mare del Nord e 4% da aftre arce.

Acquisti
	[milioni di lonnellate] (2018) \ 2018 \ 2012 \ Var as = Yar = Ya
Greggi equity	4.14	3,52	3.43	0.63	37.9
Altri greggi	18.48	20.77	15.92	2,25	(11.0)
Totale acquisti di greggi	22.62	24.28	23,35	(1,66)	(5,8)
Acquisti di semilavorali	0-65	0,96	1,35	(0,31)	(32.3)
Acquisti di prodotti	11.55	10.92	11.20	0.63	5.8
TOTALE ACQUISTI	34.82	36.16	35.90	[1,34]	[3.7]
Consumi per groduzione di esengia electrica	(0.35)	0,34	(0,37)	(0,01)	12.9)
Altre variazioni"	[1,27]	(1,76)	1,92]	0 49	226
TOTALE DISPONIBILITA	33.20	34,06	33.61	0,86	12,53

[ a] loglodo in variazioni delle scorto, l'ali di trasporto, i consumi e le perdite.

RAFFINAZIONE

Le lavarazioni di petrolio e di semilavorati in conso proprio nel 2018 sono state di 23,23 milioni di tonnellate, in riduzione del 3,3% rispelto al periodo di confronto, per effetto dello minori lavorazioni presso la raffinaria di Taranto (compensate da maggioni lavorazioni conto terzi], dolle fesmate manutentive a Milazzo e dell'evento occorso nel mese di settembre presso la raffineria di Bayernoil, Tali riduzioni sono state parziolmente compensate dalle migliori performance di Sannazzaro e di Livarno, quest ultima penalizzata nel 2017 dal fermo Impiasti per for za maggiore. In Italia la diminuzione dei volumi processati [-2,2%] riflette principalimente i fenomeni citati. In aumento del 4,2% isspetto al 2017 i volumi di

green feadstock processati presso la Raffineria di Vonezia. All'estero le favarazioni in canto proprio di 2,55 milioni di tannellate sono diminuite di circa 320 mila tonnellate (-11,1% a causa dell'evento occorso nel mese di settembre presso la raftineria di Bayernoll]. Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 16,28 milioni di tonnellate, in aumento del 4,7% (pari a 0,75 milioni di torimellate ).

ll tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari al 92%, Il 18,3% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in aumento rispetto al 2017 (15,2%).

Disponibilità di prodotti petroliferi

	milioni di formellate) (2018) 2017 2017 2016 Secrias Paras
ITALIA
Layorazioni sulle raffinerie di propleta	16.78	16,03	1733	0.75	4.7
Lavorazioni in canta terzi	[2,03]	0,343	10,271	0.59:
Lavorazioni sulle rafiperie di forzi	4.93	5.46	4,51	0,53]	(ਰ-7)
Lavorazioni in conco proprio	50,88	21,15	21,61	(D,47)	[2,2]
Consumi e possite	1 38	(2,36)	1,53]	0.02	(1,5)
Prodotti disponibili da lavorazioni	19,30	19,79	20,000	(0.48)	(2'2)
Acquisti prodatti finiti a variazioni scorte	7,50	6.74	5,28	0.76	11.3
Pradotti finiți Irașferiti al ciclo estero	0 54]	(0,46)	(0.39)	(0,08)	[17.4
Cansumi per produzione di energia esettrica	(0.35)	[0.34]	(0,37)	(0.01)	(2,5)
Prodotti vondut	25,91	25,73	25,60	0.18	0.7
Totalo lavorazioni Green	0,25	0,24	0,21	0,01	4.3
ESTERO
Lavorazioni in conto propzio	2,55	2,87	2,91	(0.33)	122 31
Cansumi e perdite	(0,20)	(0,22)	(0.22]	0,02	a
Prodotti disponibili do lavorazion	2,35	2,65	5'ea	(0,30)	11:31
Acquisti prodotti finiti e varlazioni scarte	4.12	4,36	4,72	(0,24)	(5,5)
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia	0.54	0.46	0.40	0.08	17,4
Prodotti vehduri	7.61	2,47	7.0 %	(0,46)	(6,2)
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero	23,53	24,02	24,52	(0.78)	(3,3)
di cui. Iavarazioni in conto proprio di greggi eguity	4, 14	3,51	3.43	0,53	12,9
Vendite di prodotti petrollferi in italia e all'estero	32,92	33.20	33.41	(0,28)	(0,6)
Vendite di graggi	0.29	0,88	0,20	(0,58)	(67,4)
TOTALE VENDITE	33,20	34,06	33.61	10,88]	(2,5)

57

83942 552

DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI

Le vendite di prodotti petroliferi (32,92 milioni di tonneflate) sono diminuite di 0,26 miliani di tonnellate rispetto al 2017, con una diminuzione pari a circa l'1%, per eifetto principalmente delle minori vendite rete ed extrarete in Italia e dell'a diminuzione dei volumi venduti nel segmento extrarete nel resto d'Europa.

care of the pust Material St. 755 p.M. 755 p.N. 150 p.m. 150 p.

Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero

	(urbani di cannellato] 1: 2018 2018 2018 Vat ass - Paga 4
Reto	ਦੇ ਹੈ।	6.01	5.93	(0,40)	(1,7)
Extrarcte	7.54	7.64	18.16	(0,10)	(1,3)
Petrolehimica	0.98	3.86	1.02	0.10	115
Altre vendite	11.50	11.22	10,49	0.20	2.5
Vandite in Italia	25.81	25,73	08,80	0.18	0.7
Rete Resto d'Europa	2.48	2,53	2,6G	0,051	(2,0)
Extrarete Resto d'Europa	2,92	3.03	3.10	(0,21)	(6,0)
Extrarera mercati extra europe?	0.47	0.45	0,43	0.02	4.4
Altre vendite	1.24	1.4G	1.54	(0,22)	[15.1]
Vendite all'estero	2,01	7.47	7,81	0,463	(6.2)
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIAE ALL'ESTERO	32,82	33.20	33,41	(0,281	(0.0)

Vendite rete Italia

Le vendite sulla rete in Italia (5,91 miliani di tonnellate) sono in lieve diminuzione rispetto al 2017 (100 mila tonnellate, -1,7%). L'erogato medio riferito a benzina e gasolio { 1.589 mila litri) è sostanzialmente in linea rispetto al 2012. La quota di mercato media del 2018 è dul 24%, in lieve diminuzione rispetto al 2017 (24,3%). Al 31 dicembre 2016 la rete di distribuzione in Italia è costituita da

4.223 stazioni di servizio con una riduzione di 87 virità rispetto al 31 dicembre 2017 (4.31D stazioni di servizio) per offetto del saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (74 unità), della chiusura di impianti a basso erogato (10 unità) e della riduzione delle concessioni autostradali al netto delle nuove aperture (3 unità).

Vendite per prodotto/canale

	(Tillioni fi lonnelface) & 2028 > 2012 > 2018 > Variass > Vor.
Eleil		13,45	13,65	14,09	(0,50)	(1,5)
Vendite rote		5,81	6,01	5.93	(0.10)	(1,7)
התוקחם ת		3,46	1,51	1.53	0,05)	(3,3)
Gasolia		4.03	4.08	3.99	ી રહી	(1,2)
GPL		0.39	0-38	0.35
Altri prodotti		ઘે. ઉત્ત	0,04	0,04
Vondite extrurete		7,54	7,64	8.16	(0,10)	(1,3)
Gasalio		3,25	3,56	3,70	[0,11]	(3,3)
Olicambustibili		0.97	0.00	0.44	(3,01)	(12,5)
GPL		3,20	0,21	0.22	13,000	4,83
Benzina		0.44	0.44	0,49
Lubrificanti		0.08	0,08	3.08
Bunker		0.80	਼ ਬਣ	1.03	(0.05)	(5,9)
Jet fuci		1.98	1,96	1,82	0.02	1.0
Altriproducti		0.72	0,66	0.73	0,06	ਲੇ ਹੋ
Estero [rete + extrareto]		5,77	6.01	6.27	0,24)	(4,0)
Berzina		1,30	1,21	1,27	Gaa	న్న ఉ
Gasolia '		3.16	3,29	3,44	(0.23)	4.0
let fuel		0.33	0.50	0.62	(0.27)	(34,0)
Oli combili stibili		0,14	0,13	0.13	3,01	77
Lubrilicanti		0.04	0.10	0.10	(0,01)	(10.0)
Car		0,50	। इस	0,49	(0,01)	2,0]
Altrigrodour		0.25	0.27	0,22	(0,02)	(7.4)
TOTALE YENDITE RETE ED EXTRARETE		19.22	19,86	20,36	0,44	(2,2)

Al 31 dicembre 2018 la rete di distribuzione nel resto d'Europa

è costituita da 1.225 stazioni di servizio, con un numero di di-

stributori in diminazione di 9 unità rispetto al 31 dicembre 2017

principalmente in Germania. L'erogato medio [2.391 mila litri] è diminuito di 49 mila litri rispetto al 2017 [2.440 mila litri].

Le vendite extrarete in Italia pari a 7,54 milioni di tonnellate sono

sostanzialmente in linea rispetto al 2017, le minori vendite di ga-

solio sono compensato dai maggiori volumi commercializzati di

Le vendite extrarete nel resto d'Europa, pari a 2,82 milioni di

tonneltate, sono diminuite del 6,9% rispetto al 2017 per effetto dei minori volumi venduti in Germania e Francia, parzialmente compensate dalle maggiori vendite in Spagna. Le vendita ai set-

tore Petrolchimica (0,96 milioni di tonnellate) sono in aumento

dell'11,6%. Le altre vendite in Italia e all'estero (12,74 milioni di

tonnellate] sono in teggero aumento [-0,05 milioni di tomnella-

te] per effetto celle maggiori vendite ad altre società perfolifere.

Vendite sul mercato extrarete e altre vendite

83942 1553

Consumi e quota di Mercato ITALIA

1%) scored crosto rece (%) 3 Eragato mada (myl di litri) Cansumi nazional

Vendite rete resto d'Europa

Le vendite rete nel resto d'Europa pari a 2,48 milioni di tomniliate hanno registrato una lieve riduzione del 2% rispetto al periodo di confronto, essenzialmente in Germania per l'evento occorso presso la raffineria di Bagemosi e in Francia.

CHIMICA

Disponibilità e vendite di prodott?

(reigzaia di connellate) (Readle ) - 3 2007 SALE D 7.130 655's 6.550 535 8.1 I-lermedi (0.3) 2.953 092 6 2.275 121 Polimeri 8.955 9.483 8.809 528 5.9 Produzionl (13,4) (5.085) [4.964] (4.917) 1515 Consum: e perdica 110.1 540 757 853 263 Acquisitie variazioni dimanenza 292 6.3 TOTALE DISPONECILIFA 4.938 4.646 4.745 3.082 2.745 2.956 335 12.3 Intermedi 1.251 : 298 1.789 [47] 12.51 Polimeri 4.646 4.745 282 6.3 TOTAL # VESMITE 4.938

altri prodotti.

Le vendite di prodotti petto:chimici di 4.938 mila tonnellate sono aumentate rispetto al 2012 (+292 mila tonnellate; pari al 6,3%). Gli incre menti più siphificativi sono stati registrati nalle oletine (+14,8%) e nei derivati [+23,4%), parzialmente compensati dalle minori vendite del polietilene [.6,3%] e degli elastomeri [-3,2%].

disi è Oberhausen per fermate non programmate nel corso del 2018. La capacità productiva nominale è in linea con il 2017, Il tassu di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risulteto pari al 76,2% superiore al 2017 (72,8%),

I prezzi medi unitari nel business intermedi sono aumentati complessivamente del 2,1% rispetto al 2017, con le ofefine e gli aromatici in aumento rispettivamente del 10,9% e del 4,2%. Nel business polimeri si è invece registrata una flessione oal 2,4% rispetto al 2017.

Le produzioni di prodotti petrolchimici di 9,483 mila tonnellate sono aumentate di 528 mila tomnellate (4-5,9%) per effetto principalmente delle maggiori produzioni dei pusiness degli intermedi (+8,1%) in particolare nei derivati [+17,6%]; le produzioni di polimeri sono sostanzialmente stabili nonostante il miglioramento degli stirenici [+B.3%].

I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti ci Porto Marghera [ 1 22,9%] per il recupero della capacità produttiva a seguito della fermata avvenuta nel 2017, e siei siti di Szàzholombatta, Mactova e Pitolo. In calo fa produzione presso i siti di Ferrara, Brin-

ANDAMENTO PER BUSINESS

Internedl

I ricavi degli intermedi [€2.401 milioni] sono aumentati del 20,8% [ €413 milioni rispetto ai 2017 ] per offetto dell'incremento oglie guntazioni dei prodotti petroliferi che sana riflesse nei prezzi medi unitari dei principali prodotti della business unit. Le vendite sono aumentate del 12,3%, in particolare l'etilene [+30,3%] le i delivat [+20.4%] per maggiore disponibilità di prodotto a seguito di fermate nel 2017. I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 2.1%, in particofare nelle plefine {-10,9%] e aromatici (+4,1%); in diminuzione i derivati [-9,3%], Le produzioni di intermedi [7.130 miglioia di tonnellate] sono aumentate dell'8,1% rispetto al 2012. Si registrano incretnenti nei derivati (17,6%), negli aromatici [18,3%] e nelle olefine [+2%].

$$\mathbb{S} \in \mathbb{R} \times \mathbb{R} \in \mathbb{S}$$

Polimeri

I ricavi dei polimeri (€2.509 milioni) sono diminuiti dei 5,2% (·E 141 milioni rispetto al 2017 ) per effetto dei minori volumi di vendita (-2,5%) nonché della diminuzione dei prezzi medi vnitari (-2.4%).

Il business degli stirenici ha benericiato dell'aumento dei volumi venduti (+5,8%) per maggiore disponibilità di prodotto; in leggero calo i prezzi di vendita (-1,4%).

In diminuzione i volume di vendita del polietifone (.6.4%) a causa dell'oversupply e la pressione competitiva da paste di flussi più economici provenienti da Medio Qriente e USA; si rileva una riduzione dei prezzi medi (3,9%).

Il decremento dei volumi venduti di elastomeri è attribuibile alla ridezione nelle vendite di gomme 50R [-3,6%], di gomme speciali EPDN (-5,7%) e lattici (-16,9%); in aumento i volumi di gomme termoplastiche [+2,5%] e di BR [+1,2%].

Caumento dei volumi venduti degli stírenici [15,8%] è attribuibile principalmente alle maggion vendita di stirene (-21,1%}, di polistirolo compatto (+8,2%) = di polistiro!o espandibile [+5,3%]; minori vendite di AB5/SAN (-16%).

Complessivamente in diminuzione i volumi venduti del business polictilene [-6,4%] con minori vendite di EVA [-16,1%], LOPE [-8,0%] e di LLUPE (-5,1%), mentre sono in autononto i volumi di HORE (+2,2%). [e produzioni di polimeri [2.353 migliaia di tonnellate] sono allibeate si 2017 nonostante le minun produzioni di polietilene (-7,3%) ed elastomeri (-2,7%). Nel business stirenici si rilevano maggiori produzioni di stirene [+12,2%] e di HIPS [411,7%].

INVESTIMENTI TECNICI

Gli investimenti tecnici del settore di €877 milioni hanno riguardato principalmente: [i] l'attività di raffinazione in Italia a all'estero (€587 milioni), finalizzati essenzialmente al ripristino dell'impianto EST a Sannazzaro, alla riconversione in green della Raffineria di Gela e al mantenimento dell'offidabilità degli impianti, nonché interventi în materia di salute, sicurezza e ambiente; (lis l'attività di marketing (€139 millioni) oer obblight di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e nel resto d'Furopa; (iii) nell'ambito della Chimica, interventi di potenziomento [€52 milioni), mantenimento [€32 milioni], in materia di salute, sicurezza e ambiente (€25 milioni), nor ché interventi di monutenzione [=21 milloni].

La spesa in attività di ricerca e sviluppo del settore Refining & Marketing e Chimica è stata di circa €44 milioni. Nel corso dell'anno sono state depositate 20 disconde di breverto.

Investimenti tecnici

TOTALE		672 - 729 - 12	REA	148	20.3
Chi mica		152 - 203	243	(52)	(25.6)
	726		421		200 38.0
Marketing	1	131	123	6	Б.1
Refining			597
	o last . Interest of the same , and sport Ernilioni

CORPORATE E ALTRE ATTIVITA

Il settore "Corporate e Altre attività" include i business:

(i) *Carporate e società finanziarie* comprende i risultati delle support function di Eni [pianificazione strategica, gestione delle sisorse urnae, finanza, amministrazione, servizi informatid, affari internazionali e ireers e svišuppu) e delle società contralete (Eni Finance International SA, Bonque Eni SA, Eni Tinanta JSA Inc, Eni Insurace GM, Eni Instraction Eni Corporato University, AGI ed altre società minori) che si uccupano di tesorerà, tinanza, servizi generali e di supporto ai businessa (ii) "Altre attività" compendei risultati della società controllata Servizi Ambientali 5p.4, impagnata negi interventi di bonifico, ripristino ambientale e messa in sicurezza di siti industriali chiusi, distrutturati, gestiti in passato da controllate Eni, nonché il business Energy Sciutions cie si uccupa di sviluppare il business dell'energia da fonti rinnovabili.

• Nel ? 038 l'acqua di falda trattata (TAF) e riutilizzata nel ciclo produttivo è aumentata del 12%. Il risultato conferra l'impegno di Eni nell'aumentare la quota di acqua di falda bonificata e riutilizzata per scopi civili o industriali, nell'avvisre Iniziative e valutazioni per l'utilizzo di acque di basso qualità in sostituzione di acqua delce e nella diminuzione dell'intensità idrica delle attività.

• s Nel 2018, la potenza elettrica instaliata da fotovoltaion è pari a 39,8 MW.
• A Nel 2018 il settore Corporate e altre attività ha registrato un aumento di circa 5% dei ricavi a seguito essenzialmente dell'incremento dell'attività di global client sia fit relazione alle

prestazioni di logistica ambientale che ai servizi di risanamento ambientale svolti per il Gruppo,

• Gi investimenti tecnici di €143 milioni hanno riguardato essenzialmente lo sviluppo di progetti rinnovabili, economia circolare e digitalizzazione.

• è Nei 2018 la spesa di Ricerca e Sviluppo è stata pari a €57 milioni (€44 milioni nel 2017 ]. Sono state depositate 13 domande di brevetto.
• « Nel corso del 2018 la quota di rifluti recuperati/ficialati è aumentata rispetto al 2017, arrivando a circa il 40% dei rifleti to smalliti

AST 11 68

83942 55€

? Principali attività dell'anno

Italia Prosegue l'impegno di Eni nella sviluppo di progetti sinnovabili. In particolare nell'ambito del Progetto Italia sonu stati avviati gli impianti fotovoltaici: (i) nel marzo 2018, l'impianto da 1 MVI del Green Bata Center di Ferrera Erbognone; (si) nel fuglio 2018, Nimpianto da IMW di Gela presso farea denominata Isola 10; e [iii] nei sertembre 2018, l'impianto da 25 MW di Assemini, È stato avviato l'iter amministrativo per la realizzazione di due impianti fotovoltaici nell'area produttiva di Porto Marghera nell'ambito di un processo di riqualificazione del territorio.

Nel febbraio 2019 è state avviata la costruzione di un impianto fotovoltaico con una capacità installata di 31 MW all'interno del sito Industriale di Partu Torres. Il progetto lia ottenuto «Autorizzazione Unica alla costruzione e all'esercizio da parte dell'Autorità competente. L'energia annuate provinta sarà autoponsumata per circa il 50% daile società presenti nel seto industriale e consentirà di evitare l'emissione di circa 22.000 tonnellate anno di CU.eg.

Nel dicembre 2018 è stato avviato presso il situ della Raffinoria di Gela l'impianto pilota Waste to Firel, una tecnologia sviluppata e forevettata da Eni che consente la conversione dei rifluti solidi organici (FORSU) in bio-olic da utilizzare come combustibile navale o per generare bio-diesel. La prima produzione è stato conseguita nel gennaio 2019. Il successo del progetto pilota costituirà un riferimento funzionale per lo sviluppo di ulteriori future iniziative su scala industriale. È in corso di sviluppo il progetto Ponticelle NOI { Nuove Opportunità di Innovazione) presso l'area produttiva di Ravenna, con un investimento complessivo di €60 milioni.

A programma include la Messa in Sicurezza Permanente (MISP) e la riqualificazione produttiva, innovatrira e sostenibile dell'area, in coerenza con i principi dell'economia circolare. L'area interessata si estende su una superficie di circa 26 ettari, su cui è prevista: (i) la realizzazione di una Piattaforma Ambientale politunzionale destinata alle lavorazioni dei materiali provenienti dal sito e dalle altre attività di Eni con l'obiettivo di massimizzarne il recupero; (ii) un Centro Tecnologico per le Bonifiche, per testare tecnologie innovative di banifica; [lii] un impianto fotoveltaico per fornire smergia a supporto delle artività produttive; e (iv) un impianto Waste to Fual.

Nel marzo 2019 è stato firmato un protocollo di intesa con Veritas, multiutility che effettua la raccolta, la valurizzazione e il trattamento del rifiuti nel territorio veneziano. L'accordo provede la realizzazione in un'area dismessa e bonificata di Porto Marghera

di un impianto che applicherà la tecnologia Waste to Fuel per convertire dei rifinti solici organici In bio-alio c in bio-metano.

Australla Nel febbraio 2019 è stata completata l'acquisizione di un progetto ner la realizzazione di Una centrale fotovoltaica da 33,2 MW nel sito di Katherine, nel nord del Paese. L'impianto, che entrerà in produzione entro la fine del 2019, sarà dotato di un sistema di accumulo di energia e consentirà a regime di evitare l'emissione di circa 63.000 tonnelfate l'anno di 00, eq.

Algeria Nel novembre 2019 è stata completate la costruzione di in impianto fotovoltaico da 10 MW presso il siti produttivo di Bir Rebas North [83N] net Bincon 403 [Erii 5E%]. L'impianto fornirà energia ciettrica alle facility productive del giacimento e confemporaneamente contribuirà alla riduzione dellò emissioni di gas serra, nell'ambito di un processo di decarbonizzazione del sistema chetgetico del Paese.

Jnuftre, per rafforzare la partnership nel settose dell'energia dirinovabile, sono stati firmati accordi con Sonatrach: {{} per la realizzazione di un fabaratorio di ricerca presso il sito produttivo di BRN al fine di testare le ternologie solari in un conresto desertico; (ii) per la creazione di una joint venture che realizzarà o gestirà impianti ad energia solare nei siti pruduttivi nel Paese operati da Sonatrazh.

Kazakhistan Nel dicembre 2018 è stato avviato il cantiere per la realizzazione, in partnership con General Electric [GE], del primo parco eulico di Eni dalla capacità complessiva di SB MW, situato presso il sito di Bacamsha. Il progetto, che rientra nell'ambito dell'accondo siglato nel corso dei 2017, tra Eni, GE e il Ministro dell'Energia dell'a Repubblica del Kazakhstan, entrerò in esercizio a fine 2019.

Pakistan Nel 2018 sono state avviate le attività preliminari per la realizzazione di un impianto solare da 10 MW a supposto delle facility produttive del giacimento di Jhir (Eni 40%, operatore). lo start-up è previsto nel 2019.

Tunisfa Nel corso del 2018 seno stati sanzionati due progetti fotovoltaici: (i) un impianto da S MW per la fornitura di energia alle facility produttive del giacimento Adam {Eni 50%, operatore}; (ii) l'impianto ci Tatacuine da 10 MW (Eni 50%, operatore) che prevede la cessiono dell'energia prodotta alla società nazionale STEG sulla base di un accordo di Power Purchase Agreement della durata di 20 anni.

COMMENTO Al RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

CONTO ECONOMICO

	[Emiliona] 2018 2017 : 2017 : 2016 Transs 5 Marsa					5
Ricavi della gestione caratterisfica	822 ל	56.319	55,762	8.903	13,3
Altri floavi e proventi	1.116	4.058	ক 3 হ	(2.942)	172.5]
Casti operativi	(гаттар)	(55,412)	(shirth)	3.718)	[6,7]
Altri proventi e oneriogerativi	129	(32)	16	161
Ammortamenti	(6.988)	(7.483)	(১. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২. ২.	495	ي ت
Riprese di valore (svalutazioni) nette	(are)	225	475	[1.091]
Radiazioni	(181)]	(253)	(350)	163	52,0
Utlle [perdit=] operative	9.983	8.042	2.157	1.971	24,6
Proventi [oneri] fisanzian	(871)	(1.2363)	1885	255	21.4
i Proventi (oneri) netti su partec pazioni	1.095	68	0886	1.027
Uthe (perdita) prima delle impasse	20.107	6.844	882	3.263	47.7
Imposee sul reddita	(€-370)	[3,467]	(1.336)	(2.503)	172,2)	(y
Tax rate (%)	देवे I	50,7	217,0	8.4
Utife [pesdita] necio - conninuing operations	4.137	3.377	1.044)	760	22.5
Litlle [perdita] netto - discontinued operations			(413)
Utille (perdita) hetto	4.137	3.377	[1.457]	760	52.5
di competenZa:
Enf:	4,126	3.374	(1.464)	252	22,3
Enolting bperations	4.126	3.374	(1-051)	755	22,3
disconfinued operations			(413)
interessenze di Terzi:	12	ਲ	7	8
- continuing operations	11	3	7	8	=
- discontinued aperations

Nell'esercizio 2018 Eni ha conseguito l'utile operativo di €9.983 milioni e l'utile netto di competenza di €4.126 milioni, aumentati rispertivamente di circa il 25% e il 22% rispetto al 2017. I risultati di Eni sono stati sostenuti dall'andamento dello scenario petrolifero e dal miglioramento della performance industriale, Net 2018 le quotazioni del Brent sono aumentate in media del 31% rispetto ai 2017 a quota 71 \$/barile, peraltro in un contesto di forte volatilità. Nei primi dieci mesi dell'anno il prezzo del greggio ha registrato un trend in crescita fino al picco di BS \$/barile in ottobre, massimo in quattro anni, grazie alla ripresa economica e ai bilançiamento tra domanda e offerta globale. A partire da novembre, in coincidenza con la correzione dei mercati finanziari globali con vendite su tutte le asset class, il petrollo è entrato in una fase pesantemente ribassista perdendo circa il 40% dal picco per chiudere l'anno su valori intorno a 50 \$/barile, a causa dei segnati di rallentamento della crescita globale, del ritorno dell'oversupply, delle incertezze sufl'evoluzione della disputa commerciale tra USA e Cina, della Brexit e dei fattori geopolitici, L'OPEC e la Russia hanno concordato a dicembre un taglio alle produzioni da 1,2 milioni di basili/giorno efficace dat 2019. In tale contesto il settore EB:P di Eni ha registrato un incremento dell'utile operativo di €2,6 miliardi grazie all'effetto scenario e all'aumento della produzione, il cui contributo è stato sostenuto dalla maggiore incidenza di bartli a più elevato profitto unitario. Il settore G&P ha migliorato l'utile operativo reported di circa £0,6

miliardi grazie alla complessiva ristrutturazione del business, alla valorizzazione delle flessibilità del portafoglio long-term, alle ottimizzazioni nel power e nella logistica, nonché alla crescita nel business GNL che ha fatto leva suffintegrazione con la E&P. Diminuisce invece il contributo dei settori downstream petrolifero e petrolchimico [circa -€1,4 miliardi] a causa della rilevante compressione del margini (SERM raffinazione Eni a 3,7 5/barile, . 26%; margine del cracker -11%; margine del polietilene -69%) determinata dolle difficoltà nel trasferire sui prezzi finali delle commodity energetiche gli aumenti del costo della carica petrolifera in funzione del rallentamento della comanda finale e della pressione, comperitiva nei mercati a valle da parte di produttari plù efficienti:

Il calo celle quotazioni del greggio e dei prodotti ha deterninato inoltre una purdita da valutazione del magazzino rispetto: a ua provento nell'esercizio precedente (circa -€225 miliani). 1 . 1 I fenomeni straordinari/non ricorrenti hanno inciso per - € 988 milioni [rispetto a proventi straordinari di €839 milioni/nel 2017 ] riflettenda la sostanziale compensazione tra la pius va, fenza dell'operazione Var Energi (data dalla differenza da fi fair value della partecipazione acquisita e il valore di libro dei net asset ceduti] a cui si aggiunge l'effetto di sospensione per tutto il secondo semestre degli ammortamenti relativi agli asset classificati held for sale e le svalutazioni nette di attività fisse e vari accantonamenti per rischi.

	2019 1 2018 2016 Wac 1
Prezzo medio dai greggia Brant batedia	71.04	54.27		43.69 30.9
Camblo medic EUR/USD®]	1.181		1.130 1.107	4,5
Prezza media In euro del greggio Brent dated	60.15	48.03	39,47	25, 2
Standard Eni Refining Margim (SERM) 91	3.7	5.0	4.2	(26.0)
165Mil	20-0	5. E	168	23.2
17810	243	183	148	32.8

[a) In USD per barile. Fente: Platt's Dilgram.

(o) Feste BCS.
(c) le dSCL per carier. Fonte, claise a in a porasimate il navajine lel situation a in teneropo contro delle resein pedolu delle resein pectou delle raffine no.
(d) in ouzo per mioxiala di metri cual.

La generazione di cassa è stata di €13.647 milioni, +35% rispetto al 2017, dovuta al miglioramento gesticnale per effetto scenario e performance.

11 Russo di cassa operativo adjusted prima della variazione del capitale circolante e della riconduzione del magazzino al valore di ricostituzione è pari a €12.662 milioni, con un incremento del 37% rispetto al 2017. Tale performance si ottiene sterifizzando gli effetti di oneri straordinari che includono; un onere relativo alla definizione di un arbitrato (€323 milioni), un accantonamento straordinario per perdite su credità in sofferenza nel settore E&P (€158 milloni le operi connessi alla cessione del 10% di Zuhr, sostanzialmente da considerarsi a riduzione delle dismissioni.

Allo scenario Brent di 71 3/barile nel 2018, la gestione ha generatu circa €13,45 miliardi che unitamente alle variazioni oositive del circolante associato all'attività d'investimento/disinvestimento di €0,9 miliardi (che include l'incasso delle rate prezzo differite delle cessioni di quote di Zahr nel 2017 ] ha consentito di finanziare i capex di € 7,94 miliardi e il pagamentu di €2,95 miliardi di dividendi per cassa con un surplus di circa €3,5 miliardi. Applicando la sensitivity Eni di variazione di €0,19 miliardi di cash flow per ogni collaro di vanazione del prezzo del Brent, si ottiene che la gestione ha coperto i fabbisogni per investimenti e per il dividendo allo scenano di circa 52 \$/barile, che si ridetermina in 55 \$/barile escludendo dai cash-in l'innasso delle rate prezzo [€450 milioni] delle dismissioni di Zobrioseguite nel 2017, unica componente non osganica del coloolo.

Al 31 dicembre 2018, l'indebitamento linanziarlo netto è pari a € 6,289 milioni con una riduzione di €2,627 milioni sispetto a fine 2017. Il gearing è pari a 0,14, livello competitivo tra le major europee, e il leverage scende a 0,16 rispetto a 0,23 di fine 2017.

Risultati adjusted e composizione degli special items

	(E milioni] : 2018 1 2017 2018 Mar ass ! ! Vacia
Utile (pardita) operativo	9.983	8.042	2.157	1.971	24.6
Eliminazione (utile) perdita di magazzino	ਰੋਇ	(213)	(175)
Esclusione special item	1.161	(1.996)	333
Utlie (perdita) sperativo adjusted	11.240	5-803	2.345	5.437	93.7
Utile (perdita) nesto di competenza azionisti Enl	4.126	3,374	(বা তার ম)	752	52.3
Eliminazione [utite] perdita di magazzino	69	(158)	(120)
Esclusione special Item	BBBB	(638)	832
Uttle (perdita) netto adjustod di compotanza azionisti Esi	4.583	2.329	(340)	2.204	92.6
Tax rate (%)	56.2	55.8	120,6

L'utile netto di bilancia comprende special item costituiti da oneri netti di E 300 milioni, relativi principalmente alle seguenti poste valutative:

• [i] le svalutazioni notte di assot del sectore EB.P per comptessivi €726 milioni che hanno come driver le performance inferiori alle atteso di alcuni giacimenti, nonché per allinearii al fair value oi vendita:
• [ii] la ripresa di valore delle attività di trasporto estero per riduzione del rischio paese incorporato nel tasso di sconto (€ 66 milioni);
• [iti] il ripristino per l'imparta di € 375 milioni della correlazione tra le produzioni e le depletion delle riserve con l'inscrimento dei relativi ammortamenti UDP della controllato Eni Norge, i cui aromortamenti ai fini del risultato GAAP sano stati bloccasi a partire dalla data di classificazione come "disposal group held for sale" ai sensi dello IFAS 5 per via dell'accordo di fusione con Point Resources;
• [iv] le svalutazioni di €293 milioni riferite principalmente agli nive-

stimenti di periodo relativi a CGU delfa R&M svalutate precedentemente delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditivitā:

• [v] l'onere connesso alla definizione di un arbitrato relativo a un contratto di acquisto di servizi di rigassificazione long-term, che ha stabilito la termination del contratto e pelle relative fee annuali a carino di Eni e il neonoscimento alla controparte di un ammontare equitativo di €289 milioni (al quale si aggiungono interessi per € 24 milioni);
• [vi] svalutazioni di crediti nel settore E&P per il recupero di costi d'investimento sostenuti in esorcizi passati per allinearii al valore recuperabile (€158 milioni J;
• [vii] la plusvalenza di €339 milioni (al netto di assignement bonus e altri oneri] sulla cessione del 10% della concessione di Shorouk e Nour nell'affshore dell'Egitto:

83812 Car

65

[vili] oneri per esoul agevolati [€155 milioni];

• [ix] oneri ambientali [€325 milioni] Nievati in particolare nei settori R&M e Chimize e E&P:
• (x) la componente valutativa dei derivaci su commodity privi dei requisiti formali per essere contabilizzati in hedge accounting (provento di €133 milioni);
• {xi] le differenze e derivati su cambi riclassificati dagli oneri/ proventi finanziari all'etile operativo (saldo pasitivo di €107 milioni) riferiti essenzialmente al sectore GBP relativi ai derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tessi di cambio e le refative differenze cambio di traduzione;
• [xii) la plusvaienza sull'operazione di business combination tra Eni Norge e Point Resources controllate al 100% rispettivamente da Eni e HitecVision, ad esito della quale è stata costi-

tuita Var Energi alla quale Enl partecipa al 69,6% esercitando il controllo congiunto con l'altro socio HitecVision (circa €890 mifioni quale differenza tra il FV della partecipazione e il valore di libro dei net asset seduti);

• {xiii} la nipresa di valore (€262 milioni) della partecipazione valutata all'equity nella società Angola 1905 dovuta al miglioramento degli economics del progetto;
• [xiv] la svalutazione della partecipazione in un'iniziativa mineraria all'equity {cfrca €200 milioni) dovuta al declassamento delle riserve non sviluppate in funzione del deterforato contesto operativo locale;
• [xv ] la quota di competenza Eni degli oneri straordinarii svalutazioni rilevati dalla partecipata Saipern [€154 milioni];
• [xvi) l'effetto fiscale degli special item l'Ilustrati, nonché ia svalutazione di imposte differite attive italia per le minori prospective reddituali [£99 milioni].

Dettaglio degli special item

	(E miliani) 2018 1 2018 1 20176 2016 -
Special itam dell'utile (perdita) operativo	1-161	(1.990)	333
- cher imbientoli	ਤੇ 25	208	183
· \$valutazioni {ripresse di valare} neste	886	(221)	(455)
- radiazione pozzi esploratrii per obbandono progetti
- presvalenza notte su cessione di asset	(452)	13-283)	(20)
ulasti ultinonenti di fondo risetti	380	448	151
- eneri per incentivazione oll'esado	155	43	47
Stipper lined a sisted valuag -	(133)	TAR	(427)
- differenze e denvan su combi	107	(248)	(2 a)
- ripristina ammortomenti Eni Norge	(375)
• បាររប	288	ਰੋ 1	850
Oneri (proventi) Ananziari	(82)	222	166
dicu:
· nelsasifica delle differenze e darivati su cambi nell'otifa (perdita) aperativo	(107)	248	19
Oneri [proventi] su partecipazioni	(798)	372	B17
a i cur.
- plasvalenze do cessione	(ana)	ਕਿਸਤ ਤੋਂ	િક્તો
Interrazioni/Mealuzioni di partecipazioni di partecipazioni s	67	537	836
Emposta sul roddita	110	277	(72)
ની ટર્મા:
· svalutazione nerta imposte anticipate imprese italiana	ਰਤੋ		170
- svalutazioni nette impaste differita estera upstream			б
· rifarmu fiscole Stati Unit		115
- fiscalità su spscial itam dell'utile (pordita) operativo coltro	11	162	(248)
Totale special itam deil'utfle [perdita] hetto	388	(839)	1.244

L'analisi dell'utile netto adjusted per settore di artività è riportata nella seguente tabella:

	[E milioni] 2018 , 2018 , 2018 , 2018 , 19: 435 ,
Exafpration & Praduction	ਕ ਕੋ ਟੈਟ	2.724	ed B	2,232
Gas & Power	310	52	19301	258
Refining & Marketing e Chimica	23 B	ਦੇ ਵਿੱਚ	419	(425)
Corporate e altre atrività	(985)	(1.041)	(aa)]	76
Elfetto eliminazione utillinterni e sitre elisioni di consolidato[1]	55	(16)	81	72
Utlle [perdita] natto adjusted	4.594	2.382	(333)	2.212	42.9
di compatenza:
- interessenze ili ter zi	11	3		8
· azlonisti Enl	4.583	2.379	(340)	2.204	92.6

i (ali niteri riguardano giudii salle cessinnintragruppa di prodecii is beni materiali esisseni a Ilmo periolonel patrimunid dell'impress acquirene.

83942 560

Analisi delle voci del conto economico

Ricavi

	[Emilioni] 2018 = 2018 = 2016 ( Nar 593 )
Exploration & Production	25.744	19,525	16.089	ಲಿ 5 ವಿಧಿ	31.9
Gas & Power	55.690	56.623	40.961	5.067	10.0
Refining & Marketing a Chrmica	25.215	22.107	18.733	3.109	14.1
- Refining & Marketing	20.646	17888	14.932	2.958	ਹਵ 7
- Clainica	ਦੇ 123	4.851	4.135	272	5.6
- Elisiani	(553)	(432)	ਰਿਕਟੀ
Corporato caltre attività	1.589	1 482	1.343	227	0.7
Ellasti i di consolliamento		(32.417) (26.758) [21.364]		15 E16
Ricavi della gestiona caracteristica	75.022	66.919	55.762	8.903	13.3
Altri ricevi e proventi	1.116	4.058	931	(2,942)	172.51
Tatale ricaVi	76-938	70.927	EC-Ras	3.961	ાં તે

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2018 (€75.822 milioni] sono aumentati di €8.903 milioni sispetto al 2017 [+13,3%] grazie alla ripresa dei prezzi delle commodity energetiche.

( ricavi del settore Exploration & Production (€25,744 milioni) sono aumentati di €6.219 milioni (+31,9%) per effetto della ripreso dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (+30,8% e +41%, rispettivamente ] in relazione all'andamento del marker Brent e, ger il gas, al contributo di produzioni a maggiore prezzo unifario.

I ricavi del settore Gas & Power [€55.690 milioni] sono aumentati di €5,067 milioni (+10%) per affetto della ripresa del prezzo del gas e dell'elettricità e, per guanto riguarda il trading di commoditu, anche per effetto dell'incremento dei prezzi di olio e prodotti petroliferi.

I ricavi del settore Refining & Marketing e Chimica (€25.215 milioni] sono aumentati di €3,109 milioni [+14,1%] principalmente nel

settore Refining & Marketing [-E2.958 mitioni] per effetto duila ripresa delle quotazioni di riferimento delle commodity. I prezzi medi di benzina e gasolio registrano un incremento rispeltivamente del 14% e 30%. I ricavi della Chimica registrano un modesto incremento (+€.272 milioni] per effetto dell'incremento dei prezzi medi unitari di vendita, nonché del 6% di aumento dei prodotti venduti,

Gli altri ricavi e proventi comprendono plusvalenze sulla cessione di immobilizzazioni tecniche e proventi miscellanei. Il saldo positivo di €1.116 milioni riguarda principalmente la plusvalenza suila cessione di una quata del 10% del progetto Zohr. Ea riduzione rispetto al periodo di confronto riflette la rilevazione nei 2017 delle plusvalenze realizzate sulla cessione del 40% dell'asset Zohr in Egitto (€1.281 milioni] e dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'Offshore del Mozambico (€1.985 miliani).

A State And Books Station 2012 - St Jean Products of ACP ASSESS FOR STATUSE

Costi operativi

	(E milioni) 2018 - 2018 - 2017 - 18015 Mar.ass - Aarix
Acquisti, prestation di servizie costi diversi				55.622 51.548 43.278 43.278 4.074	7.9
Svalutazioni [riprese di valore] nette di crediti commenciali o altri crediti	415	913		BAG	(54.5)
Costo la vora	ਤੇ ਹੋਰ ਤੇ	2.951	2.994	142.	4.8
di cui; - Incentivi per esodi agevolati s altro	155	43	47
		59.130 55.412 47.118 3.718			6.7

I costi operativi sestenuti nel 2018 (€59,130 milioni) sono aumentati di €3.718 milioni rispetto al 2017, pari al 6,7%. Gli acquisti, prestazioni di servizi a costi diversi [€55.622 milioni] sono aumentati del 7.9% (4€4.074 milioni) per effetto essenzialmente dell'aumento del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche].

Il costa lavoro (€3.093 milioni) è aumentato di €142 miliani rispetto

al 2017 (+4,8%) principalmente per effetto delle dinamiche retiliutive e di maggiori cheri per incentivazione all'esodo. Tali veñazioni sono state parzialmente compensate dal decremento dell'occupazio. ne media all'estero e dall'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro IJSA, Gli special item del costo lavoro (€15\$ milioni) si riferiscono agli oneri per incentivazione relativi al piano di uscita anticipata di personate di Eni gas e Juce SpA ai sensi dell'art. 4, Legge 92/2012.

Ammortamentl, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni

E. 152	6.747	6.772	ਟਿਕਟ	(8,6)
408		a SA	53	18.3
3 aa		Filipping	349	10.8
ਵੇਰ	60	יקר	(1)	(1,7)
(30)	(59)	(Sal	(1)
6.988	7.493	2.559	(495)	(5,6)
Bee	12251	(475)	1.091
7-854	2.258	7.0 B4	696	8.2
001	263	3 50	(163)	52,0
7954	2.521	7634	433	ਣ ਉ
			249 360	[€ milioni] > 2018, 2, 2017 > 20162	FRR 3 3 00 - 8 2 8 3 3

Gli ammortamenti (€6.988 milioni) sono oliminuiti del 7% rispetto al 2017, principalmente nel settore Exploration & Production per effesto della sospensione degli ammortamenti UOP della controllata Eni Norge (€375 milioni) dovuta alla classificazione come disposal group held for sale ai sensi dello IPRS S a partire dal secondo semestre per via dell'accordo di fusione con Point Resources, nonché dell'apprezzamento dell'euro, parzialmente compensati dagli avvii e ramp-up di nuovi progetti.

839425

Le svalutazioni nette [€886 milioni] sono così articolate:

	(€ milloni) 2018
Svalitazione asset materrail/immater ali	1.292	862	1.067	430
Ripreso di valore		(426) [1.087] [1.542]		661
Svaluenzioni (riprese di valore) norte	a se	[222]	(475)	1.091
Svalutazione crediti assimilati ad attività non singrenti			16	(4
	865	(521)	[459]	1.067
Totale
	(6-1) == ) (PSOURAR ==========================================================================================================================================================

	(Ellibrar, Lastern Company Comments and Charles Comments of
Excloration & Praduction	726	(158)	(700)	884
Gas & Power	1711	(146)	91	75
Rofining & Marketing e Chinica	193	દિવે	104	139
Corporate e altre attività	18	ని డ	40	(7)
Svalutazioni [ripruse di velore] natte	865	(255)	[475]	1-081

Le svalutazioni sono commentate nel paragrafo "special item".

Le radiazioni [€100 milioni] si riferiscono principalmente ai write-off

di pozzi esplorativi di insuccesso dovuto al mancato rinvenimento di quantità sufficienti di risorse da giustificame lo sviluppo principalmente in Vietnam e Matocco.

Utile operativo

Bi seguiso si riporta l'analisi deil'utile operativo per settore di attività:

(E millionli 2010 / 2018 / 2018 / 2018 Var Ses '>>
Exploration & Production	10.214	7.651	2.567	2.553
Sas & Prower	8:54		75 3911	ਦੇ ਟੇ ਵ
Reflaine & Marketing e Chimica	(380)	911	723	1.361
Corporate a altre a (fivilia	(691)		(668)	(23)
Effetto eriminazione utili Interni	244	(27)	(51)	238
Lille (perdita) oparativo	9.482	8.012	2.457	1.971	/ 24.6

839426562

Utile operativo adjusted

Di seguito si riporta l'analisi dell'utile operativo adjusted per settore di attività:

(E cilioni)		2018 2018 2018 1 2015		The assi
Utfle (perdita) operativo	9.999	8.012	2.157	1.971	24.6
Eliminazione [U1]le] perdito di magaz ?Ino	at	(219)	(175)
Esclusione special item	1.184	000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000	333
Utila (perdita) operativo adjustad	11 24 B	5.803	2.315	5.437	93.7
Destaglio per settore di attività:
Exploration & Production	10.850	5.173	2.494	5.677	109.7
Gas & Power	ਦੇ ਕੇ ਤੋਂ	214	(390)	3 29	153.7
Refining & Marketing e Chimica	Dale	aaf	ਵੱਲ ਤੋਂ	(ST-1)	[61,7]
Corporate = alles = Birnoc 10]	(Sue)	(342)	1052	[64]	[11,8]
Effetto eliminazione utili interni e altre eligioni di consolidazo	73	(33)	Bu	106
	11,240	5.803	2.315	5.437	93.7

L'incremento di €5,4 miliardi dell'utile operativo adjusted è dovoto per €4 miliardi all'andamento dello scenario petrolifero e per €1,4 miliardi al miglioramento della performance "underlying" che riflette la crescita produtiva e il contributo crescente di progetti upstream a più clevato profit per boe.

Il commento dell'utile operativo adjusted per settore è riportato nel paragrafo "Risultati per settore di attività".

Proventi (oneri) finanziari netti

	(€ milioni)		2018 2015 2012 2016	1911. 153
Provenci (onati) finanziari correlani all'Indebitamento finanziazio netlo	(627)	(834)	(726)	203
- Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo lemine	(୧୯୯୮)	(751)	(757)	65
· Imeressi activi versa banche	16	12	15
· Proventi (onen) notti su attività finanziario destinate altrading	32	(111)	:21 ]	143
· la ceressi e attd proventi su crediti bhanzlari e litolinon strumentali all'attività operativa		15	37	(B)
Proventi (ones) au strumenti finanziari derivati	(307)	837	(482)	[1.144]
- Strumenti finanziaci derivati su valute	(35a)	803	ﺍﻟﻘﺎﺩﺭ ﺍﻟﻤﺴﺎﺣﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪ	(1-139)
· Strumeno finanziari derivati su tassi di interesse	22	28	(£2	(6)
-Opzicni			24
Olferenze di cambio	341	(903)	676	1.746
Altri proventi fones! I tinanzian	(430)	(407)	(469)	(23)
·Interessi e altri proventi su creato finonzio de iltoli strumentali all'attività operativa	132	128	143	8
- Dnari finanziari connessi al trascorrere del fempo (accretion discount)	(249)	(284)	(315)	15
· Altri proventi [oner]] finanziari	(313)	(271)	280:	(421
	[1.023]	(1.303)	(ਰੂਰ)	286
Oner finanziari mputotfaille tive patrimoniale		73	200	(21)
	(971)	(1-536)	(885)	265

Gli oneri finanziari netti di €971 milioni registrano un miglioramento di € 265 milioni rispetto al 2017 per chistto principalmente dei minori oneri finanziari correlati al debito, che riflettono la nduziono di €2.627 milioni dell'indebitamento finanziario grazie al surplus di cassa generato dalfa gestione dopo la copertura degli Investimenti e del dividendo. Gli altri proventi e oneri finanziazi includono l'incremento degli altri oneri finanziari a seguito delfa svalutazione di crediti finanziari relativi a un'iniziativa esplorativa in joint venture nel Mar Nero che ha avuto esito negativo {circa €270 milioni), peraltro compensata nel confronto anno-so-anno dalla rilevazione nel 2017 di svalutazioni di crediti tinanziari concessfa iniziative industriali valutate all'equity.

Proventi (oneri] netti su parteclpazioni

L'analisi dei proventi netti su partecipazioni relativa al 2018 è illustrata nella tabella seguente:

			Rofining
2018	Exploration : : milioni] : B: Production	G 4 号 Power	& Marketing ! a Chim ca	Corporate e attre attivitā
Effecto valurazione con il metodo del parrimonio netra	158	ப	(67)	(168)	(୧୯)
Olysdendl	193		39		231
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessiono di partecipazioni	15	(E)	ਰ		22
Altri proventi [ancri] notti	ਝੇਉਂਦੇ	25			ਰ ਦੇ D
	1.255	28	(20)	(7 88)	1.095

I proventi netti su partecipazioni ammontano a €1.095 milioni e riguardana:

• [i] i dividendi delle partecipazioni minoritarie valulate al fair value (€231 milioni), in particolare la Nigoria LNG Ltd (€187 milioni) e la Saudi European Patrochemical Co (€ 35 millioni):
• (ii) gli altri proventi nelli di €910 milioni che comprendono la plusvalenza sull'operazione Var Energi (circa €890 milioni):
• (iiii) la ripresa di valore della partecipazione in Angola LNG nella EBP per effetto dei migliorati economics del progetto (€262

milioni), in parte assorbita dalla svalorazione di un'altra iniziativa industriale all'equity a causa del contesto operativo locale (circa €200 milioni).

Tali proventi sono scati in parte compensati dalla cuota Eni della gerdita di esercizio della foint venture Saipem partecipata da Eni con il 31%, registrato nel segmento Corporato e altre attività, che riflette gli esiti dell'impairment test e da alcune posto stradiciarie rilevate dalla partecipata.

l'analisi per tipologia di provento/onere è illustrata nella tabella seguente:

	[6 milloni] 1 . 2018 . 2017 2017 2017 . 2018 . 9 . 2018 . 9 .
Effecto valutazione con il metoda del patrimonio nesto		1681	[326]
Dividendi	231	205	143	26
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	22	183	[14]	141]
Altri proventi (cheri) nesti	913	(33)	(বার)	943
	1.095	68	[3BD]	2,027

Imposte sui reddito

Le imposte sul reddito sono incrementate di €2.503 milioni a €5.970 milioni per esfetto essenzialmente dell'incremento dell'utile ante imposte (+€3.263 miliani rispetto al 2017), li tax rate si attesta al 59% rispetto al 51% del 2017 influenzato dai minori proventi privi di effetto fiscale o con effetto fiscale inferiore all'aliquota media del Gruppo.

Il tax rate adjusted si attesta al SE,2%, in marginale flessione rispetto al 2017, nonostante l'oumerito del tax rate E&P (circa 3 punti percentuali) per effetto della minore attivazione di imposte differite attive sui progetti.

Selliams on the

Fir an 2440 :

AC 616 3110

12

83942 Gos

83942564

) Risultati per settore di attività

Exploration & Production

	(Ernillant)				2010 - 2017 . 2017 . 2016 NBC BEST 480 A
Utlle (porchta) operativa		10.214	7.551	2.567	2.563	33,5
Esclusiona specialitern:		636	(2 478)	(73)
itstrassistantali		र र ()	ਕੰਢ
e svalutazioni (prese di valaza marte		226	(TEA)	(584)
- radiazioni pozzi esplarativi per abbandono progetti				1
· piusvalonza nelle su cessione di assat		1442	(3,269)	(2)
מסטביטיווים שחקים אותמעותו ושין נוצע נזפעם -		25	19	24
insella obsol a menti a fonda rischi		360	356	205
- derivati su commodity				10
· differente è derivoti su combi		(છ)	eal	(3)
- 01:00		(138)	582	481
titile [perdita] operative adjustod		10,820	2.173	2.494	5.677	109,7
Proventi (oner) finanzian nettila)		(368)	(SD)	(રહ)	(3-0)
Proventi [oneri] su partecipazionilal		SBS	408	EB	[123]
imposte sul reddito"!		(5.814)	(2.807)	(1.599)	(3.007)
Tux rote { })		કર્વ છ	50.8	79.7	3,2
Utillo (perdita) nelto adjubled		1.955	2.724	SOB	2.231	81 a
ימחמשעUl לחוו והמולנופ ון
costi di ricesca esplorativa:		0882	525	324	(145)	(27,5)
- sosti di prospezioni, studi geologici e geofisici		287	273	204	14	ਦੇ ਹ
- radiazione di pazzi di insucessor		ਚ ਤੋ	252	170	रिवारी में दिवासी की में दिल्ली में हो गया है। यह विभिन्न को संस्थान के बाद में बाद में हो गया है। हाली है कि में कि में हो गया है। में हो गया है । मुझा है कि में कि में है क	(63,1)
Prozzi modi di realizzo
Petralials	(3/batile)	85.47	50.06	39'16	15.41	30,8
Gas naturale	[\$/mlgl.ala dimetricubi]	183,74	130.31	115,51	53,43	41,0
scrocarbur	(5/600)	42,48	35.05	29,14	12,42	35.4

ുമ] Cocludeno gli special സമ്പം.
പിച്ച് സ്വന്ത്ര ancilie la reductione i eclude anche le radiazione di Jirint esplorativi un proved, la didovo presenti, associati ai progetti con estigativa.

(c] Include condencent.

Nel 2018 il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di € 10.850 milioni più che raddoppiato rispetto al 2017, ragglongendo il livello più efevato degli ultimi quattro anni. Tale trend riflette il rafforzamento dello scenario Brent dei primi dieci mesi {+31% la quotazione modia annua del Brent in dollari) riflesso nei maggiori prezzi di realizzo degli idrocarburi equity, nonché la crescita produttiva, parzialmente compensati dall'effetto cambio sfavorevole (+4,5% il cambio EUR/USD). A parità di scenario, la performance industriale na registrato un forte miglioramento, trainata dall'effetto positivo volume/mix dovuto alla moggiore incidenza di barili a più elevato profitto unitatio. Lutile operativo adjusted è stato determinato con una rettirica positiva per special litem di €63€ milioni,

:

t'utile netto edjusted è stato di €4.955 milioni, con un incremento dell'82% rispetto al 2017 dovuto alla migliore performance operativa, parzialmente compensata dalla svalutazione di crediti finanziari relativi a un'iniziativa esplorativa in joint venture nel Mar Nero che ha avuto esito negativo (circa €270 milioni) con un impatto anche sul tax rate a causa dello loro indeducibilità. Il tax rate adjusted del 2018 aumenta di circa 3 punti percentuali per effetto della minore attivazione di differite attive sui progetti. Al netto di sali effetti, il tax rate diminulsce di circa 2 punti percentuali.

Nel 2018 le imposte pagate incidono sul flusso di cassa operativo della E&P prima della vanazione del working capitale delle stesse imposte pagate per circa il 30%.

[ 1] Note spileville illusino contenzio e significato degli alentri si proprio (si prima con yl Bile consisteri Kremain (Chinanceri ESAM (2015) publication d 4:5 5 attobr 2015. Per la dell'indivati including in performance v. seconomia di performativ di performated "all prationalis di program idella gressale redzione

Cap D. Davin

On 3 DC FUNE	(Emilioni) 2018 2018 2018 2 2016 \ 2016 \ Vall 2018
Uthe (perdita) operativo	ਚ ਹੈ ਰ	75	(394)	ਟੈਟ 1
Esclusione (utlte) perdita di magazzina			ਰੇਹ
Esclusione special item:	ae)	139	(88)
- svalutazioni (ripreso di valoro) notte	్‌స్ ప్రా	146	01
- pneri ombientali	(2)		-
· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·			17
obose the entires of vazione all'esodo	222	38	4
- derivati su commadity	(158)	157	(443)
- differenze e derivati su combi	112	171	(રત)
4 וקם -	(52)	251	270
Uille [perdita] operativo adjusted	ਦੇ ਪਤ	214	(380)	ਤੇ 2 ਕੇ	153.7
Proventi foneri) finanziari nettila	(4)	10	6	14
Proventi fonezij su parteciaziazianiia	9	(9)	(20)	18
l'inposte sul reddito in	(538)	(163)	74	(75)
Sax sote (X)	43.4	25.0		(32,4)
Urlie [perdita] matto adjusted	310	57	(330)	258

[a) Eschudona grispecialitern.

Nel 2018 il settore Gas & Power ha conseguito il migliore risultato degli ultimi atto anni con l'utile operativo adjusted di €543 milioni, oltre il doppio rispetto al 2017, Tale risultato è stato trainato dalla complessiva ristrutturazione del settore in tutte le finer di business, in particolare dalla crescita delle vendite di GNL, dalle ottimizzazioni nel power e nella logistica e dall'ondamento del mercato wholesale nei primi nove mesi che ha consentito di valorizzare le flessibilità associate al portafoglio contratti long-term.

Lutile operativo adjusted è ottenuto con una cettifica negativa per gli spacial item di EB6 milioni.

83942 555

-49 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 12 = 1 = 1 = 1 = 1 = 1 = 1 = 1 = 1

L'esercizio chiude con un utila netto adjusted di €310 milioni, rispetto a € 52 milioni del 2017 in miglioramento di €258 milioni a seguito dell'incremento della performance operativa. Il tax rate adjusted dell'anno si normalizza at 43,4%, in riduzione rispetto al 75,8% del 2017 che risentiva dell'elevata incidenza del tax rate di alcune società estere.

Refining & Marketing e Chimica

reming or anyonage a cidlines	[ milianl] + 2016 - 2016 - 2017 - 2016
Utile {perdita} operativo		(380)	981	723	[1.361]
Esclusione (utile) perdita di magat kina		234	(213)	(4 门台)
Esclusione special ittelat:		eze	223	Sele
· anex ambientali		ਕਰੋਤੇ	135	114
- svalutozioni friprese di valore} merce		193	દવ	104
- plusvalenze netre su cessione di assat		(4)	(13)	(8)
- accanzonamenti o fondo rischi		21		28
- parti per incentivazione oll'espeo		в	ន្រ	12
· denvati su commodity		23	(12)	ਿੱ
اطرابط 2 سج /pashingp = 384.36 fijb -		1	(9)	3
- allia		45	72	26
Litilie (pordita) operativna adjusted		360	ਰ ਹੈ ਹੈ	563	(611)	[81,7]
· Refining & Marketing		ને કારણ	531	278	(141)	(26,6)
· Chimica		140	460	ਤੇ ਜੀਵਨ	(470)
Proventi (onori) rinanziari nettilel		11	5	1
Proventi (oneri) su parsecipazionibi		[2]	19	32	(21) -
lmposte sui reading bi		(151)	(352)	(197)	202
Fox rate (2)		38.8	34.7	32,0	4.2
Utle [perdita] notis adjusted		23 F	663	419	(425)	641) 13:
a Escrudono g> Special Itam.

Il business Reflning & Marketing ha registrato l'utlle operativo adjusted di € 390 milioni con una riduzione del 27% dovuta al minore contributo della raffinazione per effetto del calo del margine di raffinazione (-26%) a causa dell'incremento del costo della carica petrolifera non ridesso nei prezzi dei prodotti raffinati e del maggiore impatto della fermate non programmate. Il business assigenati è stato penalizzato dal fermo di alcuni impianti per profungata manutenzione. Tali trend negativi sono stati attenuati da ottimizzazioni degli

assetti/supply e dai migliori margini solle lavorazioni green. Le attività di vendita prodatto nei mercati retail e wholesale hanno registrato performance in crescita grazie alle azioni di difesa dei margini e di efficienza.

La Chimica è stata penolizzata da uno scenario particolarmente sfavorevole a causa dei confinui aumenti del costo della carica petrolifera registrati nei primi dieci mesi non recuperati nei prezzi di vendita, frenati dalla pressione competitiva e dal rallentamento dei mercati di suocco nell'ultima parte dell'anno. Tali forze di mercato hanno determinato una forte contrazione dei margini guida delle commodity chimiche in particolare nel polietitene [-69%] e nella chimica di base con il margine benchmark del cracker in cato dell'11%. Inoitre il confronto con il 2017 risente del fatta che il primo semestre 2017 aveva beneffciato di prezzi particolarmente sostonosi degli intermedi (butadiene e benzene) per fattori contingenti. In tale scenario, il business ha dimostrato comunque una buona copacità di assorbire le fluttuazioni del mercato grazie alle ristrutturazioni imprantistiche attuate in questi anni e al maggiore contributo delle specialty che godono di margini più stabili, nuscendo a chiudere l'anno in sastanziale pareggio. Il confronto con il 2017 riflette un cambiamento di scenario di ampie proporzioni che ha interessata if settore petrolehimico globale.

L'utile operativo adjusted del settore è stato ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €526 milioni e l'esclusione della perdita di magazzino di €234 milioni.

L'utile netto adjusted di €236 milioni evidenzia una riduzione di €425 milioni per effetto dell'andamento sfavorevole della performance operativa.

Corporate e altre attività

	[Errillioni] : 2018.6 2017
Utile (perdita) operativo	(୧୫ଶ)	(୧୧୫)	(681)	(23)	(3,4)
Esclusione special item	85	126	229
hayani ambionton	23	25	80
- svalutazioni (siprese di valore) netze	18	ਨ ਜੋ	40
-plusvalenza netto su cassiono di asset	(1)	(I)
· accah lumimenti a fondo riseni	ਹਿ	62	1
- oneri per incentivazione dil'esado	रि	(2)	7
24 11 -	47	(4)	ਕੇਤ
Utile (perdita) operativo adjustad	eos	[542]	(452)	(C 4)	(11.8)
Proventi lonesi] finanziari nettilli	(697)	(eaa)	721]	2	0.3
Proventi (angri) su partecipazioni(4)	ತ	22	(6)	(17)	(77.3)
Impaste sul redditabi	333	178	205	1 ਦੇ ਦੇ	87.1
Utile (perdita) netto adjustad	(aes)	(1.041)	(ਰਕ੍ਰ )	76	7,3

(a) Escludana gli special item.

Il nisultazo dell'aggregato Corporate e altre attività include principalmente i costi delle sedi direzionali Eni al netto dei noddebiti alle società operative per la fornitura di servizi generali, amministrativi, finanziari, ICT, risorse umane, legali, affari societari, nonché i costi operativi delle attività di bonifica di aree di proprietà del Gruppo inattive a seguito della cessazione di precedenti operazioni industriali, al netto dei margini di società controllate captive che forniscono servizi specialistici al business (assicurazioni, finanziario, recruitment).

83 3 8 7 6 6 6 6 6 6 6 6 3 3 3 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

73

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato aggrega i valori attivi e passivi dello schema statutory secondo il criterio della funzionalità alla gestione dell'impresa considerata suddivisa convenzionalmente nelle tre funzioni fondamentali: l'investimento, l'esercizio, il finanziamento. Il management ritiene che lo schema proposto rappresenti un'utile informativa per l'investitore perché consente di

. . . . . .

-

individuare le fonti delle risorse finanziarie (mezzi propri e mezzi di terzi] e gli impieghi delle stesse nel capitale immobilizzato e in quello di esercizio. Lo schema dello stato patrimoniale riclassificato e utilizzato dal management per li calcolo dei principali indici finanziari di redditività del capitale investito (ROACE acijusted) e di solidità/equilibrio della struttura finanziaria [gearing/leverage].

Stato paramoniste fictorsincato.
	[ Emilioni] 31 dicembre 2016 - 51 diccembre 2012 11 - War ass
Capitale Immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari	6.7.302	63.388	(2.856)
Rimanenze immobilizzate · scorred oblalego	1.217	1.283	(EE)
Attività Immateriali	3.170	2.925	245
Partecipazioni	7963	OEZ E	4.233
Crediti finanziari e Citali strumentali all'ottività operativa	1.314	1.699	(384)
Bebitine tri relativi all'attività ci investimenta	(2-399)	11.379)	(1.070)
	71.567	71.415	152
Capitale di esercizionatio
Rimanenze	4.651	4.621	30
Crediti commerciali	3.520	10.187	leesi
Debli commerciali	[ITT 645]	(10.890)	(725)
Debiti ributari e fondo imposte notto	(1.104)	(2.387)	1.233
Fandl per rischite oneri	11,886]	[13.447]	1.561
Altre attività (passività) d'esercizio	(BED)	287	1 142
	(11,324)	(11.634)	310
Fondl per benefici at dipendenti	(2.117)	(1.022)	ਿੰਗ ਦੀ
Attività destinate alla vendita e passività direttamente 1990clabili	236	236
CAPITALE INVESTITO NETTO	59.362	28,995	367
Patrimonia netta degli azionisti Eni	51.016	48.030	2. ຊໍ່ສະ
Interessenze di 1erti	57	ਧੇ ਰਿ	ਲੋ
Paulmonio natto	51.073	48.079	2,994
Indabitamonto finanziario netto	8.289	10.916	(2-627)
COPERTURE	59.362	28-945	367

i ja irandusione allo schema obbligatario villa cioli schemi di bilancio internetis ari utilizzati nella restina puelli abbligatori

Il deprezzamento registraro nel cambio puntuale euro/dollaro rispetto al 31 dicembre 2018 (cambio EUR/USD 1,146 al 31 dicembre 2018, contro 1,200 al 32 dicembre 2017, 4,5%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneca diversa diversa dall'euro ai cambi del 31 dicembre 2018, un aumento def capitale investito netto di €2.107 milloni, del patrimonio netto di €1.787 milioni e dell'indebitamento finanziario netto di €320 milioni,

lf capitale immobilizzato [€71.567 milioni] è aumentato di €152 milioni rispetto al 31 dicembre 2017. La voce "Immobili, impianti e macchinati" evidenzia una riduzione di €2.856 millani dovuta principalmente al deconsolidamento degli asset di Eni Morge nell'ambita dell'operazione di business combination con Point Resources, con un effetto compensativo nella voce "Partecipazioni" dovuto all'iscrizione della partecipazione in Var Energi, mentre gli ammortamenti e svakutazioni (€7,854 milioni) e le dismissioni dell'esercizio sono sostan-

zialmente compensati dagli investimenti [€9.119 milioni]. La vecc "Partecipazioni" evidenzia un incremento netto di €4.233 milioni dovuto oftre alla citata operazione Var Energi al diverso criterio di valutazione delle partecipazioni minoritarie previsto dallo IFRS 9 e gli investimenti netti in equity.

I debiti netti relativi all'attività di investimento sono aumentati, di €1,020 milloni per effetto dell'incasso delle rate prezzo differite delle cessioni di Zahr nel 2017.

Il capitale di esercizio netto [ € 11.324 milioni] aumenta di € 710. milioni a seguito della riduzione del fondo rischi ed one! per esfetto delfa variazione della stima del fondo abbandono e ripristino schi: dovuta all'incremento della curva dei tassi di attualizzazione e bicl fondo imposta per il deconsalidamento di Eni Norge, complèmenta dalla riduzione dei crediti commerciali e dall'incremento dei debiti commerciali.

8 2 2 8 1 5 268

RICONDUZIONE DELL'UTILE COMPLESSIVO

	( C milloni) 2018
Utile [pardira] netto dell'esercizio	4.137	3.377
Componenti non riclassificabili a conto economico	(2)	(4)
Revolutazione di piani o benefici definiti per dipendunti	(12)	(33)
Vanazione fair value parrecipazioni valutate al full' volue con effecti o DCI	15
Egetro fiscale	12.	29
Componenti riclassificabili a conto economico	1,578	5-214)
Differenze di combio do conversione dei bilanci in mometo diversa dall'euro	1.787	(5.573)
Variazione fair value strumenti finanziari disponilisili per la vendita		દો
Pariazione fair value smumenti finanzioni desivati di coperturo cash flow hedge	(243)	િદો
Quato di perfinento delle "altre componenti dell'utile (perdira) complessiva delle portacipazioni valutate con il metodo del potomonia nell'in	(24)	53
Efferta fiscale	ਦੇ ਨੇ
Totalo altre componenti dell'utilo (perdita) complossivo	1.576	(5.518)
Totale utilo (perdita) complessivo dell'esercizio	5.713	(2.141)
di competenza:
· azionisti Enl	5,702	[2.144]
·interessenze di tergi

PATRIMONIO NETTO

[4 miliani)
Patrimonio netto compreso le interessenze di terthal 1 genoare 2017	53 HBE
otale utile {peritica) compleasiva	5 - 7 4 3 )
Dividendadistribuiti agli azionisti Eni	178822
Dividendi disfribulli dalle aftre società consolidate	ਤ
Albe vanazioni	18
Totale variazion	(5.007)
Parlinonio netto compress la interassenze di terzi al 3 adicembre 2017	48,079
di competenza:
· Izianisti Enl	060' BS
interessenze di terzi
Paulmanio netto compresse le interessenze di torzi al 31 dicembre 2017	48.079
Impatio adozione IFRS 9 è 15	245
Patrimonia netto compress le interessanze di teszi al 2ª gennaio 2018	48-324
Totale utile {perdita] complessiva	5.713
Uividendi distribuiti agli azionisti Enf	(2.953)
Dividendi distribuiti dalle altro sociotà consellidate	13
Altre variazioni	(8
Totale variazioni	2.749
Patrimonio nello compresso le interessenze di terzi el 31 dicembre 2018	51.073
dicompetanza:
- azforfsti Enl	31 026
interessenze of terzi	દેર

ll patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€51.073 milioni] aumenta di €2.994 milioni per effetto dell'utile netto del periodo e delle differenze cambio positive dalla conversione dei blianci in inoneta diversa dall'euro (€1.787 milioni) che riffette l'apprezzamento del dollaro rispetto all'euro (+4,5% per i cambi di fine periodo: 1,146

al 31 dicembre 2018 vs. 1,2 al 31 dicembre 2017), parzialmente assurbiti daila variozione negativa dešfair value della riserva cash flow hedge di €243 milioni e dall'a distribuzione del dividendo [€2.953 rnilioni, saldo dividendo 2017 per €1.440 milioni e acconto dividendo 2018 per €1.513 millioni).

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

ll "leverage" misura il grado di indebitamento della società ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di terzi azionisti. Il "gearing" misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata son il ricorso ai mezzi di terzi ed è calcolato come rapporto tra l'indebitamerto finanziario netto e il capitale investito netto. Il management Eni utilizza tali indicatori per valutare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di Incidenza relativa delle Fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare analisi di benchmask con gli standard dell'indus(ria,

83942 55

	(E millanl) > 11 alle embre 2018. Se dicempre 2817 > - 3 with
הגנוטוב מוציעות 9 וקבוע הנמוד ומשפם	25.80 2	24.707	1.158
Debiti finanziari a brave temine	5.783	4 528	1.255
Debiti finanzioni o fungo tarmine	20.082	20.173	(ਰੇਡੇ)
Dispunibilità liquide ed equivalenti	(10.035)	(7.363)	3.473]
Titoli held for trading e altri titoli non strumentati all'attività cremativa	(8.525)	6.219	(333)
Crediti finanziazi non strumentali all'attività operativa	(1 aa)	(209)	71
Fiscabitamento finanziario helto	8.209	10.916	(2.627)
Parcimano netto compreso le interessonze di terzi	51-07-3	48.079	2.594
TEADAAAAA	0.16	0.23	0,07
Seating	0.14	0.18	(0.05)

L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2018 è pari a €8.289 milloni con una riduzione di €2.527 milioni rispetto al 2017. I debiti finanzieri e obbligaziones ammontano a €25.865 milioni, di cui €5.783 milioni a breve termine {comprensivi delle guote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di € 3.601 milioni) e € 20.0B2 millioni a lungo termine. La variazione dell'indebitamento finanziario netto è stota influenzata positivamente dalla gestione e dalla finalizzazione delle di-

smissioni relative al Dual Exploration Model e di asset minori,

Il leverage - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi · si attesta a 0,16 al

31 dicembre 2018, in calo rispetto allo 0,23 del 31 dicembre 2017 per effetto essenzialmente della riduzione dell'indebitamento dinanziario netto e del maggiore total equity di €2.994 milioni dovuto alle differenze positive di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi principalmente il dollaro come valuta funzionale (€1.787 milioni) e al risultato di periodo, parzialmente compensati dalla distribuzione dei dividendi agli azionisti Eni (saldo dividendo 2017 e acconto dividendo 2018 per €2,953 milioni].

?I gearine - rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto - è pari a D, 24, in riduzione rispetto allo 0,18 del 31 dicembre 2017

75

Chi featur is no Fit the rim.is

83942 590 RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Lo schema del rendiconto finanziario riclassificato è la sintesi dello schoma statutory al fine di consentire il collegamento fra il rendiconto finanziario, che esprime la vasiazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine perlodo dello schema obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio è fine periodo dello schema riclassificato. La misura che consente tale collegamento è il "free cash flow" cioè l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti. Il free cash flow chiude alternativamente: {i} sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensionifrimbo/si di crediti/debiti finanziazi), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale], nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla varlazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i frussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Rendiconto figanziario riclassificato "

REUDICON(0 (USUZIBUD IICISSSILICBLO.		[E milioni] [2018 - 2010 2016 9 2016 900 13
Utile (perdita) netto	4.137	3.377	[1.044	760
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdira) notto of (lusso di cosso de casso de artività operativa:
· ammarfamenti e altre componentient in manellane	7.657	9.720	2.773	(1.053)
- plusvalenze nette su cessioni di attività	[474]	(3.446)	(43)	2.672
- dividendi, interessi e imposto	6.168	3.550	2.229	2518
Variazione del napiçale di esere 200	1.632	1.440	2.112	197
Dividendi incassati, imgoste pagata, interessi (pagati) incassati	(5.473)	(3.624)	[3.349]	1.849]
Finaso di cassa notto da attivito pperativa	13.547	10.117	7673	3.590
nyest ment recolc	(@ 118)	(8.681)	(9.180)	[438]
lnvestimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azier de	(244)	(510)	[1.164]	266
Olemissioni ul partecipazioni consolidate, Jamid'azienda, attivita materiali e impateriali e partecipazioni itiniire	1.245	5-455	1.054	[4,213]
Altre variazioni relative all'attività di investimanto	942	-373]	465	1.315
Free cash flow	E 468	6.000	(1 '755)	460
Investimentie disinvestimenti di artività linanziarie non strumentali all'aftività operativa™	(357)	341	5.272	(eas)
Variazione debiti finanzian correnti e hon dartenti	320	1,712	(768)	2.032
a! Idolog ellallass la bassa in ossure	(2.957)	(2.683)	(2 ലഭം)	1741
Variazioni area di cansolidamento, differenze cambio sulle disponibilità	18	(୧୮)	ਰ।	83
FLUSSO DI CASSA NETTO	3 492	1.689	465	1 803

Variazione dell'indebitamento Boanziario netto

Vallazione del noebiramento di Provincia de Co	[6 milion] (28 2020) * 2007 = 3 2016, 481 255
Free cash Now	6.468	6.00 8	र राज ही होती होती. हाली होती होती होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती. हाली होती.	460
Debiti e crediți finanziari società acquisite	(18)			181
Debiti e crediti rinanziari società disinvestito	(439)	261	5.848	4760)
Differenze comblo su debiti e crediti finanziari e altre variazioni	(367)	사구시	284	(E4)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.957) [2.883] (2.883)		(74)
VARIAZIONE DELE'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	2527	0.660		2.095 1.233

[a] Pirondumn alle chan also nie fitsophil dillancia issess in tille anne accession and provins speriner and estener element in programment in press alcelel el gopline

	2018 . 2017 . 2017 . 2017 . Var BER
Invostmenti:
الت 1 التوار 1 -	(424)		(316) [1.327]	(109)
-crediti finanziari	(196)	(22)	(272)	(124)
	(620)	(388)	11.589)	(232)
Disinvestimentla
- titoli	46	223		(177)
- credititinanziarl	217	ടാല	6.850	(289)
	583	7 29	6.860	(466)
inyes finanti a disiqvestiinenti di attivltā finantalīय!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!	(357)	341	5.271	(tag)

ll flusso di cossa netto da attività operativa del 2018 è stato di € 13.647 miliani con un incremento del 35% sul corrispondente periodo di confranto dovuto al miglioramento gestionale per effetto scenario e performance.

Nell'anno è stato registrato un minore volume di crediti essenzialmente commerciali ceduti a società di factoring con scadenza successiva al reporting period rispetto al periodo di confronte (circa €260 milioni).

Il fiusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione

del capitale circolante e della riconduzione del magazzino al volore di ricostituzione è stato di €12.662 milioni, con un incremento del 37% rispetto al 2017.

8394254

77

Rala Zin III

Tale performance si ottiene sterifizzando gli effetti di oneri straordinari che includono: un onere relativo alla definizione di un arbitrato (€313 milioni], un accantonamento straordinario per perdile su crediti in sofferenza nel settare E&P (€15B milioni) e ancri connessi alla cessione del 10% di Zohr, sostanzialmente da considerarsi a riduzione delle dismissiani [vedi riconduzione di seguito].

(€ เฉไปอร์) Esercizio 2018		stock 0 0 0 œ 8 Profit	đ ral albit 1 V C re 0 00	svalutazione straordinari tonamento Pagl crodit Acca	GASISSION Zotur üherə 10%	Anticipi commerciali Inanziamento Zohr
Flusso di cassa netto anta variazione circolante		ട്ലേ	313	158	இப்		12.662	Flussodi cassa neito adjustod BUDIZ® IBy Paris circolante
Varialphin thught the	1,632	ae)	(313)	(158)		1280]	785
Flusso di cassa netto da attività operativa	13.647				80	(280)	13.447	Flusso di cassa natto da attività operativa voderlying

I fabbisogni per gli investimenti {tecnici e in partecipazioni] sono stati di €9.363 milioni, che si rideterminano in €7,94 mifiardi al nætto principalmente del bonus d'ingresso nei due Concession Agreement in produzione negli Emirati Arabi Uniti (€869 milioni), di acquisizioni minori nei business mid-downstream (circa € 100 milioni), della quota di investimenti 2018 relativi al 10% del glacimento Zohr (€17D milioni) oggetto di cessione con efficacia economica retroottiva a inizio esercizio, che sono stati rimborsati a Eni da parte del buyer at closing della transazione avvenuto a fine giugno, nonche degli anticipi commenciali incassati per il finanziamento di Zohr [€280 milioni] . Il grado di copertora organica degli investimenti netti dell'esercizio 2018 è stato del 172%.

Le dismissioni del 2018 di €1.242 milioni hanno riguardato il 10% del progetto Zohr, asset non strategici della E&P, le attività di distribuzione gas in Ungheria e sono esposte al netto della cassa di Eni Norge depositata presso banche terze {circa €250 milioni} quale effetto dell'operazione di business combination con Point Resources che ba determinato la perdita del controllo di Eni Norge da parte Eni. Le altre variazioni relative all'attività d'investimento (€942 milioni) hanno riguardato l'incasso delle rate di prezzo differite relative alla cessione degli Interest del 10% e del 30% del

progetto Zobr scalizzate nel 2017 (€450 milioni) e l'incremento dei debiti per attività d'investimento.

Ai fini della valutazione della cash neutrality, il management ha rielaborato le principali metriche del rendiconto finanziario. Escludendo dal flusso di cassa gli anticipi commerciali legati all'avanzamento della spending di Zohr e l'onere sulla cessione del 10% del progetto realizzata nel 2018, allo scenario Brent di 71 \$/barile, la gestione ha generato circa €13,45 miliardi che unitamente alle variazioni positive del circolante associato all'attività d'investimento/disinvestimento di €0,9 miliardi (che include l'incasso delle rate prezzo differite delle cessioni di quote di Zohr nel 2017 | ha consentito di finanziare i capex netti di €7,94 milliardi e il pagamento di €2,95 miliardi di dividendi per cassa con un surplus di circa €3,5 miliardi. Applicando la sensitivity Eni di variazione di €0,19 miliardi di cash flow per ogni dollaro di variazione del prezzo del Brent, si ottiene che la gestione ha copcito i fabbisogni per investimenti e per il dividendo allo scenario d circa 52 S/barite, che si ridetermina in 55 S/barite escludendo dai cashi in l'incasso delle rate prezzo (€450 milioni) delle gi smissioni di Zobr eseguite nel 2017, unica componente non ganica del calcofo.

83942 542

Investimenti tecnici

.	(€ nulloni) x + 2018 2 2017 1 - 2016 Values & =
Exploration & Production	2901	7.739	8,254	182	2,1
- nequista di riserve proved e unproved	ਲੇਵਿ ਕੇ	5		664
· ricerca esplantiva	ه ۾ ڌا	442	417	21	ਕ ਸਿ
odappo	6.506	7.235	2.777	(730)	(10.1)
- altro	63	55	CS	7	12.5
Gas & Power	ਨੀਵੇ	142	120	73	51.4
Refining & Marketing o Chimica	877	729	664	148	20.3
· Refining & Marketing	726	ਵੱਡੇ ਦੇ	421	રિપીની	38.0
- Chimica	151	. 203	243	52	25.6
Corporate e altre attività	143	87	ਟ ਦੇ	ee	GA 4
Efretto eliminaziade ulliinterni	(17)	(18)	97
Investimenti (senio)	9.119	8.681	9.180	436	5.0

Nel 2018 gli investimenti tecnici di €9.119 milioni {€8.681 miliani nel 2017 ) hanno rigurardato essenzialmente:

• io sviluppo di giacimenti di idrocarburi [€6.506 milioni] in particolare in Egitto, Ghana, Norvegia, Cibia, Italia, Nigeria, Congo e Iraq. L'acquisto di riserve proved e unproved di €869 milioni rigueroa il bonus d'ingresso nei due Concession Agreement it i produzione e nella concessione offishore Ghasha negli Emirati Arabi Uniti;
• Fattività di raffinazione in Italia e all'estero (€587 millioni) fi-

nalizzata essenzialmente al ripristino dell'impianto EST a Sannazzaro, alla riconversione in green della Raffineria di Gela e al mantenimento dell'affidabilità degli impianti, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodatti petrollien in Italia e nel resto d'Europa (€139 milioni); - iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas

[€261 milioni] e dei business power [€46 millioni].

Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)

Il management valuta le performance underlying dei sectori di business sulla base di misure di risultato non previsce dagli IFRS ("MIsure alternative di perfarmance") che escludono dall'utile operativo e dafl'utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari [special item] rispettivamente before e after tax che comprendono in particolore: le svalutazioni di asser, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientale e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value del derlvati di copertura privi dei requisiti formali per l'hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre è oggetto di esclusiono il cosiddetto proflui loss on stack data dalla differenza tra il costo corrente delle quantità venduto e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Il profit (foss) on stock non è silevato nei settori che utilizzano il magazzino come leva gestionale per cttimizzare i margini. Tali misure di risultato sono definite unile operativo adjusted e utile netto adjusted. Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. Linformativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metadologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures. Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti a risultati consuntivati,

Utilia operativo e utile netto adjusted

L'utile operativo e l'utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall'utile operativo e ciall'utile netto reporced gli special item e l'utile/ perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli onesi/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell'utile operativo gli estetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industria-Il o dei debiti e rredità 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'urile necto adjusted è determinato sulta base della natura di ciascun componente di reddito aggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/ proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliguota statutory delle società iraliano.

Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario notto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lurdo 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 finanziazi e titoli strumentali all'attività operativa e gli onen finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passivirà di smantellamento e ripristino siti nel settose Explaration & Production ].

Utile/perdita di magazzino

L'utile/perdita di magazzino deriva dalla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti è quella risultante dall'applicazione del costo medio ponderato prevista dagli IFRS.

Special Item

Le componenti reddicuali sono classificate tra gli special item, se significativo, quando: (i) derivano da eventi o da cperazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'actività: (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonche di oneriforoventi connessi alla vafutazione 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 refativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per fa gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercaro, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando cornisgondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione dalla Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nel commenti del management e hell'informativa tinanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli strumenti derivati su commodity priví dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting [inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura), nonchè quella dei derivati impliciti nelle formule prezza di alcuni contratti di fornitura gas di Jungo termine del settore Exploration & Production.

Lavorage

Il leverage è una misura Non-GAAP della struttura finanziazia del Gruppo, evidenziando il grado di indebitamento, ed è calcolato come rapporto fra l'indebitamento finanziario netto e il patrimonio netto comprensivo delle interessenze di texzi azionisti. Il leverage è utilizzato per valucare il grado di solidità e di efficienza della struttura patrimoniale in termini di incidenza relativa delle fonti di finanziamento tra mezzi di terzi e mezzi propri, nonché per effettuare anolisi di benchmark con gli standard dell'industria.

Gearing

ll gaaring è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanzia netto e il capitale investito netto e misura quanta parteidel capitale. invastito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.

Flusso di casse netto adjusted ante variazione circolant Flussa di cassa netto da attività operativa prima della variafzione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe compunenti straordinarle,

Free cash flow

Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità

8394253

liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine perfodo della schema di rendiconto finanziorio ricfassificaro. Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli Investimenti e chiude alternativamente: [i] sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/ attivi finanziari (accensroni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio [pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivatenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; {ii] sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/soctratti i flussi retativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziatio natto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Indebitamento finanziorio netto

L'indebitamento finanziario notto è calcolaro come debito finanziario al netto delle disponibilità liquide ed egunvalenti, dei titoli beld for trading e degli altri titoli non strumentali all'attività operativa, nonché dei crediti finanziari a breve termine non strumentali all'attività operativa. Assumono la qualificazione di strumentali all'attività operativa le attività tinanziarie funzionali allo svolgimento delle operations.

ROACE (Retum On Average Capital Employed } adjusted

Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra futile netto adiusted prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari nesti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo elfetto fiscale, e il copitale investito netto medio.

Coverage

Misura di eguilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari rretti.

Curront ratio

Indica la capacità dell'impresa di far fronte alle obbligazioni in scadenza ed è calcolato come rapporto tra le attività correnti e le passività correnti.

Debt coverage

Misura chiave utilizzata dolle società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario nello, detraendo dar debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziani non funzionali all'attività operativa.

Net Debi/EBITDA adjusted

Net Debt/EBITDA edjusted è un rapporto tra l'ammontare di reddito disponibile per ripagare il debito prima di dedure interessi, imposte, ammoriamenti e svalutazioni. Tale indice è una misura della capacità di un'impresa di ripagare il debito. Il rapporto esprime la quantità approssimativa di tempo che sarebbe necessario per pagare tutti i debiti.

Profit per boe

Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attività Oit & Gas [definiti secondo le disposizioni del FA58 Extractive Activities · Dil and Gas Topic 932 ) e i volumi venduri,

Opex per bac

Indica l'efficienza della gestione operativa nell'attività upstream di sviluppo ed è calcolato come rapporto tra i costi operativi (definiti secondo le disposizioni del FASO Excractive Activities - Dil and Gas Topic 932] e i volumi prodotti.

Finding & Development cost per boe

Rappresenta il costo di esplorazione e di sviluppo sostenuto per ogni bae di nuove riserve scuperte o accertate ed è ottenuto dal rapporto tra la somma degli investimenti di esplorazione e sviluppo e dei costi di acquisto di riserve probabili e possibili e gli incrementi delle riserve certe connesse a miglioramenti di recupero, a estensioni e nuove scoperte e a revisioni di precedenti stime [definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Dil and Gas Topic 932].

Nette tavole seguenti sono rappresentati l'utile operativo e l'utile netto adjusted consolidati e a livello di settore di attività e la riconciliazione con l'utile netto di competenza Eni.

Refining & Mackating - Effetto eliminazione Corporate a altre - E & Production Gas & Power utfill leiterns Exploration Chimica attività Section : -- di ( € miliari) 2018 9.983 (681) Zit 824 (380) 10.214 Utile [perdita] operativo (138) જુર 234 Esclusione (utile) perdita di magazzina Esclusione special Itam: 325 23 (1) 193 110 - oneri ambientali 888 18 (71) 193 226 - svalutazioni (riprese di valore) nette (1) (452) (9) (442) - plusvalenzo notie su cessione di assec (1) 380 21 360 · accantohamenti a fondo rischi 1 25 (1) 26 R 222 -oneri per incentivazione all'esodo (133) 23 (756) - dorivati su commentity 107 1 (el 125 · differente è de l'ealisu combi (87) 47 (asi ੜੇ ਦ 11381 - 2 260 85 1.161 526 636 (Be) Special itom doll'utile [perdito] operativo 8 73 11.240 [2017] 543 383 10. 850 Belle {perdita} operative adjusted (1 058) 4 ] । ਹ (eas) arel (2) 5 297 0 265 (5.887) 333 17 11511 (238) (5 814) Imposie sul redditolii ਦੇ, 2 38.8 43,4 54.0 55 4.594 538 (arc) 310 4.955 11 -interessenza di 1orzi 4.59 3 ادة 88 88 الموارك - 4.125 ਏ ਹੋ Esclusione (utile) perdita di magazzino 388 Esclusione special item 4.583					3 ్రా	2 ು ష
								REIND
	Proventi (eceri) finanziari nottilal
	Proventi (parcei) su parteclpozioni
	Tax rote (%)
	Uthe [perdita] he to adjusted
	di competenza:
	Utile [pordita] nesso di competenza azionisti Enl
	Utile [perdito] netto adjustod di competenza azionisti Eni

|a| Escrudano gli specialitem.

3342 546

		& Production Exploracion	& Power Sas	Rathing & Marketing e Chimle	Corporato o altra attività	Effatto alla leazione utlik Interni
2017	E miliani J	2.651		ப ਕਰ ਹ	(esa)	(27)	8.012
Utile (perdita) operativo			ਜੋਵ	(213)		(Gl	(STA)
Esclusione (utife) perdița di inagazzino
Esclusione special Item:		26		136	26		208
- oneri ambientasi				ਤੇ ਪੈ	25		(557)
· svalutazioni friprese di valozej nette		(154)	(145)		(1)		(3.283)
- plusvalenze neste su cessione di asser		(3.269)		(23)	62		प्रति
- accantonamenti a foodo rischi		3 हिंद 1 ਹੈ	ਰ ਤੇ	(6)	12		49
- partipor insemivazione and sodo			125	(11)			146
- derivati su commodity		(एस)		ਵਿੱਚ ਹੈ।			[24(t)
- differenze e derivati su cambi			(173)	72	(4)		ਰ 11
- altro		ਦੇ 82	261 139	223	126		(1.990)
Special item dell'utile (perdits) operativo		(2.478)	214	ਕੇਰ ਹ	(542)	(33)	E.B.03
Utile (pardita) operativo adjusted		5.173	10	5	(eaa)		(734)
Proventi [oneri] finanziari nertlar		(20) 408	। ਰੀ	ਦੇ ਦੇ	22		440
Proventi [onen] su partecipazioni44				(352)	178	17	[3.127]
popuste sul restrito (x		(2.807)	[163] ನ್ನಾ, ಪ	34.7			55,8
Tox rote (X)		ടവ,ഒ 2.724	રેટ	ਵਿੱਚ ਤ	[1.041]	(18)	5-382
Utile {perdita} netto adjustod
di competonza:							3
- interessenze citerzi							2.379
- azionlati Eni
l'elle [pardite] notto di competenza azionisti Eni							3.374
Esclusione [usile] persita di magazzino							(उत्स्शे
Esclusione special item							(838)
Utilo (pordita) nello adjusted di competenza ezioni sti Enl							2.375

a) Escludono gli snecralize

: 2017

					్లో ప్రే	9 4 2	214
2016 E Milioni	& Production Exploration	Gas & Powar	Refining & Market Chimica	Corporate a altra altività	Effetto allming ofterry utl1l Intern	BISCONTINUED OPERATIONS	= - ﺗﻮﺍﻧﺎ
Utile (pardita) operativo	2.567	(391)	723	(eBI)	(61) 5,157	5.157	14
Esclusione futile) perdita di magazzino		ad	(406)		(13 ב) .41	(175)	11
Esclusione special Item:							0
-oceri ambientali		ﺮ ۱	104	68	193	193
-svalutazioni (riprose di valore) netto	(684)	81	104	AD	(459)	(459)
i	P				ਜ	7
- plusvalenze nette au cessione di asset	(2)		(8)		(19)	(20)
- accantonamenti a fondo rischi	פסר	17	28	1	151	151
dausellis sholler sincentraduri radi in sep-	24	4	12	7	47	47
- derivati su commodity	। ਰੋ	[«ሩጋ]	(3)		(427)	427)
- differenza e derivati su cambi	:3)	(tal	ﺋﯩﻠ		(বরা	(19)
· altro	461	SSQ	26	ਰ ਤੋ	850	11:20	ﻟﻤﺮﺗﻔ
Special (rem dell'utile (perdita) operativo	173	(89)	266	529	ਰੇਤੇ ਤੇ	333
Uthe (pardita) sperativo adjustod	2.494	(390)	ਟ 8 ਤੋ	(432)	60 2,31 E	2.315
Proventi fonerif finanziari neltilo	(공장	6	1	(722)	(263)	(جيوا
Proventi (poeri) suparcecipazionili	EB	(20)	32	(રી	74	74
limposto sul reddito[1]	(1.999)	74	(187)	188	(1-323) (19)	(1.953)
Tox rate (X)	79,7	18,3	32,0		120,6	120, e
Little (perdita) notto adjusted	508	(330)	419	(837)	ਵ ਹ (333)	3333
di competenza:
·interessenze di lerzi						P
- azfonisti Eni					(340)	1340)
Ittile (perdica) nesso di comparenza azionfati Eni					1,454,	413 (1.051)
Esclusione lutile perdica di magaziziao					(750)	(120)
Esclusione specialitem					1.244	831 (वर न)
Utile (pezdita) netto adjusted di competenza azionisti Enf					(340)	(340)

[a] Esciadorio ge spacialitom.

195

ల్ల

l Riconduzione degli schemi di bilancio richassificati utilizzati

nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Stato patrimoniale rictassificato

Statella secolo patrimoniale ricrossificato (dove non espressamante indicato, la componente è attenuta direntamente dallo schema legale]			31 alcombre 2018 Coloricentate 20
	Riferinerito ally note a le mich	Value da 3 Chamb	SC 54 DJE	Nieloffa - Halar de	Daugus Chemia
(E middlif)	Sansablato	Page of 3.4			agale riclaissi Cato
Capitale immobilizzato
Imalooili, impianti o macchieari			60.302		69-159
Bimanentze femmobili22a (g . sear te d'obbligo			1.217		1.283
Att vite Inimated all			3.270		2.925
Partecipazioni valutate con il metodo del gatrimonio netto			ਨ ਕਵਿਤ		032"E
inni?spried parted spisce a Crediti finanziaal e thell strumentali all'ottività aperativa	(vedl nota 15)		1-314		TEEB
Debiti nesti relativi all'attivisà di investimento, composti de:			ਨ ਤਹਕੀ		622" I
- crediti per attività di disinvestimento	(vedi nota ?)	122		ਦੇ ਕਿ ਮ
crediti relativi all'altività di investimentofdisinvestimento non carrenzi	10 €10: 10 = 10)	9		: 78
- debiti varsa fornitori per attuvità di investimento	191 atch pag	(2.530)		2.094
Totale Capitale Immobilizzato			21.567		21.415
Capitale di esestizio netto
Timanenze			4.621		4.621
Creati commerciali	(vedi nota 7)		ਰ ਦੇ 20		10 185
Dabit commerciali	1 судалого 16		(77°645)		(16.89 pt
Debiti tributari e fando imposte necka, compassi da:			[1,164]		(2.387)
· passività per imposte sul reddita correnti		[440]		(472)
· passività por altre imposte correnti		(2.432)		(1.472)
· passività per imposte differité		(4.272)		(ട-300)
- altre passività non correnti per imposte	(vedi nota 17)	1811		(বি)
- attività per imposte sul reddito corrente		1 ਹੈ।		। ਰੋਸ
Latività per altre Imposse correnti		561		729
- attrvità per imposte anticipate		ਤੇ ਕੇ ਤੇ ਕ		4.07 B
- altre attività non correnti per imposto	vedi nara 10	422		507
· debitite e difficie differentiscale	vedi nota 16)	[4]		(3)
Fondi per rischied anari			(11.086)		(13.447)
Altre attività [sassività], composte da:			(800)		287
- cagditi finanziari strumentali asl'attività operativa a arave termine	(5 speci neta 15)	ਤੋਂ ।		84
· crediti verso partner per attività	[veci nota 7]	4.459		4.641
di espiorazione a produzione e altri · altre attività correnti		2.259		1.573
caltri crediti e altre atovità non correnti	vedinota 10:	3 GT		638
- acconti e anticipi, debiti verso partner				(3.760)
per attività di esplorazione e grangzione e estri	vedi nota 16	12.568]
- alsre gassività correnti		(3. a (1)		(1.515)
- altri sebitit altre passività non corronti	(vedj nota 17)	(1.441)		1,434)
Totalo Capitale di aseccizionesto			(11-354)		(11.634)
Fondi per benefici al dipendenzi			(1.117)		(1,052) 236
Actività destinate alla vendita a pasalvità dirattamente associabill composite da:			236
- attività destinate alla vendita		ਣ ਰੋਹ		323
· passività direttamente associabili ad atlività dostinate alla vendita CAPITALE INVESTITO NETTO		ਟਿਕ ਵਿ	29.965	875	38.892
Patrimonia nato comprese le interessanze di terzi			51.073		49.079
indebitamento finanziarlo netto
Debiti finanziari e obbligazioni, composti da-			508652		24.757
- passività finanziarie a lungo termine		50-085		20.179
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine		3.601		2.236
· passività linanziarie a brove tormine		2.182		7,242
a depurre:
Disponibilità lucuide ed equivalensi			(16.838)		(7.363)
Titoli held-for-trading e altri titoli non strumentali all'attività pperativa	(vedinata 6)		6.552		(e'sta)
Crediti finanziari non strumontali all'attività operativa correnti	15 a jou ibar)		(188)		(508)
Totale Indebitamento finanziario natus (a)			8.289		10.916
COPERTURE			59.362		28. aar

|a| Per maggiori de composizione de! Indeblamante franziario si veda anche la nota 1932Bilancia con solidato.

833 34 4 2 549 געו הרביעים א בי MICH SHANDAN BALLE FROMERS AND POSTED OF SCREEN PARKET PARTER POLICE CARALA

Rendiconto finanziario riclassificato

Free cach flow

---

Voci dal Rendicanto Finanziorio Rictosoficato e confluenza/riclassifiche delle voci dello schema legale
E mi kuni	2 2 . Falori de 7 Kalors an atherous goben lagate . enclassincerer	11 2 2 2 11 2 2 11 11 2 11 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11 2 11
Utile (perdita) netto		4.137		3,377
Retfifiche per ricondurre l'utile (perdita) notto al cassa da attività : ex:s:ado					0
Ammortamenti e altri componenti non monetari		? GS ?		8.720
- ammortamenti	6.988		2.483
sseata zigoloj (riprese di volore) herre	દિવેલ		(555)
- radiazion	100		263
- cffetto valutazione con il metodo del patrimonio nell'o	દિલ		267
Falfire Varia 2001	(୧୮୮)		894
- variazione fondo per benefici ai dipendenti	139		ੜੇਜ
e Plusvalenze nette su cessioni di actività		(474)		(3.446)
Dividendl, interessi e imposte		6.168		3.650
ipel Sprivip .	1231]		િક્ત રો
Priste #65@addid ·	1182)		2017
- interessi passiri	614		671
· imposte sufreilult a	5.970		3.467
Variazione del capitale di escreizio		1.632		1 ,440
·rimanente	15		(346)
-crediti commerciali	334		657
الفاء 1 م وجشسور ال القاطع -	642		284
- fondi per rischile pneri	(238)		ar
- a fre attività e passività	879		749
Dividendi insassati, impaste pagale, interessi (pagati) incassati		(5.473)		3.624]
· dividendi in passati	275		291
- Interessi Incassati	87		104
· interessi pagal	(୧୯୮୬)		283)
· imposte sul reddito pagato al netto dei crediti d'imposta rimborsati	2 556		[3.437]	20.117
Flusso di casta hetto da accività operativa		19,847		(8.661)
Investimenti tecnici		(a ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব ব	B.450)
il == allyja materiali	(8.778)		(sai)
- atlivka immateriali	(341)	(ડેવર)		[510]
Investimenti in parrecipazioni, imprese consolidate e ramid'azienda	(152)		२१०)
-partecipazion:
- imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	[វិវិទ]
Bismissioni		1.242		5.455
- attività materiali	1.083		2.745
ilersperistich stivit te -	5		2
- Imprese consolidate o rami d'arenda al nesto delle disponibilità liquide ed equivalenti sedurte	(47)		2,662
imposto pagate sulle dismişsioni			ਿੱਤਵੀ
- partecipazioni	195		ఢిଟିଡି
Altre variazioni relative all'attività di investimento		ਕੇ ਕੇ 2		(373)
· investimenti finanziari. Istoil	432		ਿੱਚ ਦੀ
- javestimenti finanziari: crediti finanziari	( રેટિવ)		ess
- variazione debiti rolativi all'attività di investimento e imputazione di aminortamenti all'attivo patrimoniale	408		152
nan strumentali all'attività sperativa	es a		388
- disinvestimenti finanziani titoll	હિંત		224
- cisinvestimenti Snanziari: crediti finanziazi	195		aaa
r variazione crediti relativi alt'attività di cisinvestila esta	ട്രവും		[434]
niclassifica; disinvestimenti finanzian di titolf e crediti finanziari non strumentoli all'artività aperativo	(ડેરે 3)		(3 50)
too cach flow		6.468		8.008

... . . .

B6

8 3 9 4 2 / 580

22

segue Rendiconto finanziario riclassificato

Voci del Rendfoanto Finanziario Riclassificato a

confidenzo/s c ass fic} a delle voci dello schoma le gate ( E salliais)	19729	Valon da gehame. 20191000000	Color Color Salon de 30 1900000 1800 19
Free cash flow		6.468		6.008
Investimenti o disinvestimenti relativi all'attività di finanzione no		(357)		341
ricloselfleatinvestimenti finazieri in tholi e crediti firstanzion non strumentali all'attivita operativa	(ezo)		388
riclassifica; disinvestimenti finanziari di titali e crediti finanziazi non strumentali oll'attività aperativa	253		729
Variazmae debili rinanziari correnti e non correnti		320		(1.712)
· assunzione debiti finanziari non correnti	3.790		1.842
· rimborsi di debiti finanziari ora correnti	(2.757)		(2.973)
- incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	(713)		ਦਿੱਤੀ ਹੈ।
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.957)		5.883)
- dividendi discribuiti agli azionista Eur	15' ਕਵਪੀ		(2 : HAD)
- dividendi distribuiti ad altri azionisti	(3)		(Э)
effetto delle differenze di combio da conversione e altre variazioni sulle itnal samps po opingil e il ipinodesi	18	18	(77)	ାଟି ନ
Effetto dell'a varlazione dell'area di consallidaneato (inserimento) [ile (valifrif/j) ne voilt at whats esserdini in projectios !			2
0 Fran France Andre		3.492		1.683

のおりませんですよね。そんなんてん

83942584

Commento ai RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI DI ENI SPA

CONTO ECONOMICO

	E milioni] 2010 , 2010 , 2017 , 2016 44 (495
Ricavi della gestione caratteristica		31.795	28.994	27.718	2.811
Altri ricavi e proventi		331	2.316	547	1.985
Costi operativi				[31.776] (20.517] [28.426]	(3.259)
Altri proventi [cirei] agerativi		113	(239)	1533	352
Ammorramenti		(୧) ନିର୍ବା	(727)	(815)	ES
Ripreso ci valore [svalutazioni] nette di actività materiali a immateriali		(13)	111	443	ਹੈ ਸ
isadiazioni		(1)	15	(209)
Utile (perdita) oparativa		(188)	1.7 BI	[1.678]	1,887]
Proventi (oneri) finanziari		(327)	(646)	(446)	319
Proventi [aheri] su partecipazieni		areaa	2 702	6.058	987
utile prima delle Impaste		3.176	3.757	3.934	(287)
lmposte sul reddito		(ਤੇ	(171)	232	188
Utile netto - continuing uparations		3.173	3.586	4.166	(413)
Utile netta - discantinued operations				355
Ulle netto		3.175	3.566	4.521	(413)

0

Utile netto

L'utile netto di €3.173 milioni si riduce di €423 milioni per efferto essenzialmente della riduzione del risultato operativo {€1.887 milioni) connessa alla circostanza che nell'esercizio precedente era stata rilevata la plusvalenza relativa alla cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico (€1.985 milioni); questo effetto è stato parzialmente compensato: [i] dai maggiori proventi netti su partecipazioni (€987 miliani)

connessi essenzialmente alla maggiore distribuzione di dividendi da parte delle partecipate; {ii} dalla riduzione degli nnerffinanziari netti (€319 milloni) per effetto essenzialmente della riduzione dell'indebitamento finanziazio netto; [iii] dai minori oneri fiscali (€168 milioni) che nel 2017 erano stati caratterizzati dalle imposte sulla citata cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in Mozambico (€301 millioni].

i Analisi delle voci del conto economico

I motivi delle variazioni plù significative delle voci di conto economico di Eni SpA, se non espressamente indicati di seguito, sono commentati neile Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

Ricavi della gestione caratteristica
	[€ micioni] 7 = 2011
Exploration & Production	2-740	2.225	1-874	ਟੀ ਟੈ
Gas & Power		14.648 14.331	15.460	317
Refining & Marketing		16,809 14,275	11.913	5 - 3 - 3 - 3 - 3 - 5 - 3 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5 - 5
Corporate	877	ಕಿಳಿಸ	Bea
Elisioni	(3.279)	2.711	(2.238)
		31.795 - 28.984 - 27.718/		לה"ה",

87

$$\text{א א א } \text{ א א } \text{ א } \frac{1}{2}$$

Fricavi Exploration & Production (€2.740 milioni) aumentano di €515 milioni, pari al 23%, a seguito essenzialmente dell'incremento dei prezzi di vendita del greggio e del gas [+25% e +24% rispettivamente ] e dell'incremento dei volumi di idrocarburi prodotti, pari al 4,1%, equivalente a 1,8 milioni di boe.

I ricavi Gas & Power (€ 14.648 milioni) aumentano di € 317 milioni, pari al 2%, per effetto essenzialmente, (i) delle maggiori vendite a Eri gas e luce SpA; (ii) dell'incremento dei volumi contrattati di GNI. per effetto anche delle disponibilità delle produzioni di gas equity in Indonesia a seguito dell'accresciuta integrazione tra il business

upstream e il Gas & Power, Tali effecti sono stati in parte compensati dalla circostanza che il primo semestre 2017 comprendeva i ricavi del business retail conferito a Eni gas e fuse SpA con efficacia dal 30 grugno 2017.

I ricavi Refining & Marketing (€16,809 milioni] aumentano di € 2.534 milioni, parì al 18%, a seguito essenzialmente dell'aumento dei prezzi di vendita dei prodotti petrolifen.

I ricavi della Corporate (€877 milioni) sono sostanzialmente in linea con l'esercizio 2017.

Utile (perdita) operativa

	[€ milion.] 2016 = 2017 = 2018 = 2018 = 1
Expioration & Production	ਵਿੱਚ	2.264		(445) [1,483]
Gas & Power	(39)		(304] [1,156]	205
Relining & Marketing	[4]1]	324	403	(740)
Corporate	444	(479)	(384)	35
sittingzione utili internili	87	15	(Be)	ਕੇ ਦ
Utilo {perdita] operativa	18881		1.701 [1,678] [1.887]

(a) Giudlinterrilizatologia (li conseguid sulle cossimi cra l'accedi business di gas e gregio in ilmangaza a line estreizie.

L'utile operative della Exploration & Production {€681 millioni] si riduce di €1.483 milioni a seguito essenzialmente: (i) deda circostanza che nel 2017 era stata rilevata la plusvalenza relativa alla cossione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo neil'offshore del Mozambico {€1.985 milioni}; questo effetto è stato parzialmente compensato dall'incremento dei prezzi di vendita del greggio e del gas (+25% e +24% rispettivamente) e dall'incremento dei volumi di idrocarburi prodotti, pari al 4,1%, equivalente a 1,8 miliant di hoe.

La perdita operativa delia Gas & Power [€99 miliani] si riduce di €205 milioni a seguito essenzialmente: [i] degli esiti della complessiva ristrutturazione del portafoglio di approvvigionamento long-ferm e della valorizzazione delle flessibilità contrattuali disponibili; (ii) del maggiore contributo del business GNL dovuto at più elevati margini e alle maggiori vendite grazie alle disponibilità delle produzioni di gas equity in Indonesia; { i?i] delle ottimizzazio-

Proventi (oneri) netti su padesigazioni

ni nel business power; (iv) della riduzione dei costi di logistica gas. Tafi effetti positivi sono stati parzialmente compensati essenzialmente dai minori proventi one off correlati agli effetti retroattivi delle rinegoziazioni del 2017 e dai minori volumi di gas venduti.

il risultato operativo della Refining & Markesing, negativo per €411 milioni, peggiora di €740 milioni a seguito essenzialmente: [i] dell'effetto della valutazione delle scorte che siflette la riduzione dei prezzi dei greggi e produtti petratiferi ritevata nell'ultima parte dell'esercizio; {if} del paggioramento dei risultari della vaffinazione per effetto dello sfavorevole scenario di riferimento connesso all'elevato costo della carica petrolifera che ha caratterizzato i primi dieci mesi dell'esercizio non trasferito nei prezzi dei prodotti raffinati a causa della pressione competitiva nei mercati di sbocco. Tali effetti sono stati parzialmente compensati: (i) dolle ottimizzazioni degli assetti supply; {i} dalle positive performance delle attività di marketing.

(€ mitiani) 2018 2018 2017 2017 2016 49: 488
1.790
(76)
1.714
1722
987

83942 583

For Relegione I : hanzia

S

ﻤﺮ

Imposte sul reddito

III € Σ	33
		[10]	ਬ	ਕ ਤੋਂ
PRAP		[1]
Adoczionale Legge n. 7/03		(61)		61
Totale Imposte correnti	33	(72)	44	। ਹਵ
Imposte differite	प	(12)	ਤੇ ਦੇ	16
Imposte anticipate	(эв)	133	180	(176)
Fotale Imposte diffarite e anticipato	(34)	126	ਡ ਰੋਟ	[£©]
Totale froposte estere	(5)	(ਤੇ ਹੋ)	(10)	306
Totale Imposte sul reddiro En SpA	(e)	(257)	229	251
Imposta retative alla silevatione delle Joint Operation		28	3	(вз)
	(3)	[171]	232	188

le Imposte sul reddito di €3 milioni, dimlatiscono di €166 milioni a seguito essenzialmente: [i] della circostanza che nel 2017 sono state pagate imposte sulla cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico [€301 miliori]; (ii) del minor stanziamento dell'addizionale IRES Legge n. 7 del & febbraio 2009 (cosiddetta Libian Vax) (€61 milioni nel 2017), fali effetti sono stati parzialmente compensati dal minor stanziamento di imposte anticipate (€126 milioni)

per effetto essenzialmente della minore perdita fiscale.

La differenza del 23,91% tra il tax rate effettivo (0,09%) e tecrico (24%] è dovuta essenzialmente alla quota non imponibile dei dividendi incassati noll'esercizio, con effetto sul tax rate del 34,82%. Tafe effetto è parzialmente compensato: (i) dalle svalutazioni nette delle partacipazioni con un effetto sul tax rate del 9,32%; [ii] dolla svalutazione delle imposte anticipate IRES e IRAP (3,12%).

83942585

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

I motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato patrimoniale di Erir SpA, se non espressamente indicati di seguito, sono commentati nelle Note al bilancic di esercizio di Eni SpA, coi si rinvia.

HOW . SARANTARIAL OF TO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

E meliari	11 dicumbra 2018 : Graicambra 2017 = 7 : 195 235
Capitale Immobilizzato
Immobili, Impiantie macchinari	7579	2.178	401
Rimanenza immobilizzato - scorte d'obbligo	1.200	1.297	(a>)
Attività immaterial:	180	1 as	(દર)
Partecipazioni	41 014	42 337	[423]
Crediti finanziari e titali strum entali all'attività operativa	2.195	5.090	5 '891)
Crediti [Debiti] nelli relativi all'attività di Investimento/disinvestimento	(128)	(156)	[22]
	52.894	55.941	3.0471
Capitale di esercizio netto
Rimanenze	1.324	1.389	િક ટી
Crediticommerciali	4.928	5.111	(183)
Detiti commecciali	4.972	15.254]	282
Crediți Deziti] trrbutari e fendorinposte nerto	757	ਵੰ ਰੋਸ਼	ਟੋਰੋ
Fandi per rischle onen	(3.883)	1922 E	:102
Aftre attivitā passivštā) diesercizio	(600)	[711]	112
	(2.446)	(2.548)	105
Fondi per benafici si dipendenti	(370)	(ਤੰਤਰ)	(17)
Attivita dectinate alle vendita			(1)
CAPITALE INVESTITO NETTO	50.079	53.042	[2.963]
Patrimonio netto	42.615	42.529	65
Indebliamento finanziario netto	2454	10.513	(3.049)
COPERTURE	50,079	53.042	(2.963)

Il capitale Investito netto al 31 dicembre 201B ammonta a €50.029 milioni con una riduzione di €2.963 milioni rispetto al 31 dicembre 2017.

Capitale immobilizzato

Il capitale Immobilizzato [€52.894 milioni] si riduce di €3.047 miliani rispetto al 32 dicembre 2017 a seguito: (i) del decremento dei crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa di €2.891 milioni, in particolare per il rimbosso di finanziamenti dalle società controllate Eni Finance International SA ed Eni gas e luce SpA; (ii) def decremento delle partecipazioni a seguito delle maggiori svalutazioni notte. Tati effetti sono stati parzialmente

compensati dall'incremento degli Immobili, impianti e macchinari [€401 milioni], in particolare per gli investimenti: (i) della Expforation & Production per lo sviluppo dei giacimenti di idrocar buri: (ji) della Refining & Marketing per gli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente nelle attività di raffinazione e gli interventi noll'attività di marketing operati per obblighi di legge e per lo stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi.

Capitale di esercizio

Il capitale di esercizio netto, negativo di €2,446 milioni, aumenta di € 102 milioni per effetto essenzialmente della variazione dei crediti e debiti commerciali.

[1] Sirihalla al cammento all'anziari del consolidato per l'illustrazione medoologo » depli schemi riclassifieda.

PATRIMONIO NETTO

		838421505
PATRIMONIO NETTO
(€ milioni)
Patrimonio netto al 31 dicembre 2012		42.529
Effecto prima applicazione IFRSS		a)
Patrimonio netto al primo gennalo 2018		42.520
Incremento per:
Utile netto	3.173
Cifferente cambio da conversione Jaint Dperation	17
Varlszione riserva piano incentivazione di lungo termine		3.185
Decremanto por
Accunio sul dividendo 2018	(1.513)
Distribuzione saldo dividendo 2017	[1.440]
Vanazione fair value stromemi linanziari derivati cash flow hedge al nello dell'effoto fiscale	(198)
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	(7)
Valurazione fair value partocipazioni minovaarie	(4
		(3.100);
Patrimonio nerro al 31 dicembre 2018		42.615

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

	[f millani] { } } dicember 2018 } } } dicempate 2017 > ( 2017
Debitj firsanzia: le obbligazionari	25.683	24 ടെ.2	721
Debiti finonziori a breve termina	2.613	8 116	1 494
Debiti finenzioni a lungo termine	18.073	18.643	12231
Olsponibilità : iquide ed equival soci	(9.554)	(€.214)	(3.440)
Erediti finanziari non struinencali all'attività operativa	(2-485)	12.4421	(23)
Altre attività finanziana destinate al trading	(6.100)	(3.793)	(307)
Instenitamento finanziario hetto	2464	10.513	3.049

La riduzione dell'indebitamento finanziario netto di €3,049 milioni è dovuta essenzialmente: (i) al flusso di cassa netto da attivita ogerativa (€4.913 milioni); (ii) ai disinvestimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa (€2,911, milioni). Tali celletti sono stati parzialmente compensati: (1) dal pagamento del dividendo residuo, tra acconto e saldo, dell'esercizio 2017 (€1.441 milioni); (ii) dal pagamento dell'acconto sul dividenda dell'esercizio 2018 di €0,42 per azione (€1.513 milioni); (iii) dagli investimenti tecnica (€1.039 milioni).

8 3 8 4 2 585

83942 586

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO²

[4 millon-]		2018 2018 1 2022 Vak 199.
Utile helto	3.173	3,586	(413)
Rettifiche per ricondurre l'utife nesto al fivoso di cossa da actività operativa:
il ammon amenti e afte componenti non manetari	1.883	1.482	401
- pfusvalenze nette su cessioni di attività	(15)	1 995	1.984
- dividendi, interessi, imposto e altre variazioni	(4.510)	2.495	(2.015)
Variazione del capitale di esercizio	(83)	(ইম	(31)
Dividendlineassati, imposte pagare, interessi (pagati) incassati	4.462	2.756	1.706
Flusso di cassa netto da altivite operativa	4.913	3.281	1.632
Investimenti tecnicl	(1.038)	(273)	(265)
Envestimenti in partecipazioni	[ਨੇਖ ਤ]	2.536)	1.843
Cisinvestimenti finanziari netri strumentali all'attività operativa	2.911	(1 139)	4 050
D: smissioni	39	Billia	(3.069)
Altre variazioni relative atl'ottività di Investimento	11	385	(351)
Free cash flow	6.093	2.273	3.820
freestimentie disinvestimenti di attività rinanziarie non scrumentali all'attività aperativa	(360)	3.557	(3.917)
Variazione deuiti rinanziali correnti e non porrenti	661	(1.319)	00031
Flusso di cassa dal capitale proprio	(2.954)	2.860)	(24)
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIQUO	3.440	1.631	1.803
Free cash flow	6.018	2.279	3,820
Flysso di cassa del copitale proprio	2-9541	(2-880)	(74)
Differenze combio su debiti e crediti linenziari e altre variazioni	(ad)	(117)	27
Debiti e crediti finanziari società disinvestite[4]		7 දි	285)
VARIAZIONE IRDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	3-049	[ 4 58]	3.500

[a] La vo an not?[017, a coglieva gli eflatti dolla consistent del 175% ni javillupponell'ofishore del Nasambio

Corporate	63	32	35
Retining & Marketing	526	369	157
Gas & Power		11	(11)
Exploration & Production	ম মর্ব	361	CA
nvestiment techrci		[ frillioni] & 2010 . 2010 . 2019

:

çã) \$1 meia al commento ai risulta Lienzo no e linanziari di consollogo por l'illus rrazione metodologica de pli scream inclassificasi.

i Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati

nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Voci della stata patrimoniale riclassificato [dove non espressamente indicato, la componente o attenula direttamente dallo schema legale] € milioni	Periminia Partical Partic alle note a Bilant o di		more 2018 Porton de delusine to	aller of the	EP The lay light dia	1 C 2
Capitale immobilizzato
lmmobili, impiano e macchinazi			7.575		7.78
Rimanze immobilizzate - scorte d'abbligo			4.200		1.297
Arcrivita immi ateriali			183		145
Parcecipazioni			41.914		42.337
Crediti finanziari e ritoli strumentali all'attività oporativa:			ਟ, 199		5.096
- crediti finanziari strumestali affattività operativa (carrenti)	vedi nota 15]	224		528
- crediti finanziari e titoll stramentall all'actività operativa (non correnti)	(vedl not a 15)	1.975		4.832
Crediti [Debita] netti relativi all'attività di investimento. composti da:			(178)		(153)
- creditirelativa all'actività al disinvestionento	(vedi nota ? e nota 20)	3		ﻟﻬﺎ
- deo trper attività di investimanto	[ved: nata 17]	(181)		(Tea)
Totale Capitate Immobilizzato			52.894		55.941
Capitale di esercizio natto
22:20 Perfire			1.324		Sale Times
Crediti cammercial»	[ vedl hots 7]		4.92B		5.111
Debiti commerciali	vedinata 17		(4.972)		5.254)
Crediti/Debiti tribullari e fondo imposte netto, compositi da:			757		ਣ ਕੋ ਜ
- passività parimpaste sul redulia correnti		(2)		(୧୩)
- passività per altre imposte carrenti		(787)		(өсә)
- attività per imposte sul reddito correnti		66		ਵੰਬ
- attività per altre imposte correnti		204		267
cattività per imposte anticipate		1 '789		1.152
- altre attività non correnti	wading 12 LDJ	80		80
- credition consolidato fiscale e IVA	vedinota 7]	52d		562
- debitras: consoltdato fiscale a IVA	(71 ston lban)	(200)		(ਨਤਰ)
- altra passività non correnti	(vedi nota 19)	1251		(Sa)
Foodinerrischied aner			(3.983)		(3.781)
Altre attività (passività) di esercizio:			(600)		1711
اتامورت الآلوم الآلوء	(veći nasa 7)	ਤ ਫਿਟ		210
- altre attività [correnti]		1.013		89 3
(Atualina uan) parinte azile -	(vadi nota 10)	484		aaa
- pitri debiti	(vedl nota 17)	(279)		ਟਿੱਤੀ
-altre passīvitā (correnti)		(1.448)		(872)
i altre passività [nun correnti]	(1 alpu iba 19)	(ਨੇੜ ਦੀ		(જેટલી
Totale Capitale di seercizio netto			[2.4 46]		(2.54B) (323)
Fondi per benefici al dipendenti			(370) 1		ત્ત્વ
Attività destinate alla vendita			50.078		23:048
CAPITALE INVESTITO NETTO			43.615		42.529
Patrimonio herto
Indebitamento finanziario netto			55.683
Cebili linanzian e obbligazioni, composti da:		18.070		18 843 . "
- passività finanziarie à lungo termine		9.178		1.973
- quote a breve di passività finanziarie a lungo termine		4 433		4.146
- passività finanziarie a provo cornere
a circuitre: elsponibilità fiquine ed equivalensi		9.654		6.214
Crediti linanziari non strumontali all'attività operativa	(vedi nota 15)	2 4 इंटे		2.442
Altre a la vita finanziarie destinate al trading		6.100		2.793
Totale Indebitamento finanziazio netto			7,464		10.573
C&PERTURE			60.079		23,042

ਹੈ ਤ

Lol teplaced to Firmasian

سمس

8 3 9 4 2 5 5 4

94 COMMENTO AL RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI | COMMENTO AT NAMAZIARI DI ENI SPA

8 3 9 4 2 (5 8 8

Voci del Rondiconto Finanziario Ricfassificato e confluenze/riclassitiche dalle voci dello schema legale		Palar auschama		ABON 22 5Chings
(C m llani)	· Eciptin (egalo)	: Clo as Il Calp.		17881188817777
Utile notto		3.173		3,588
Rettifiche per ficond arre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
Aminoriamenti e altri componenti u a proprema		1.803		1.482
- ammortamenti	635		727
- svalutoziani pette di astività materiali e immateriali	13		111
· radiazioni	T		5
· effetto valutazione partecipazioni	1.152		367
· differenze combio da allinesnserito	प		(26)
- variazione da vasutazione al fair Valle Titoh desticati al rrading	ਉੱਤੇ		556
- vasiazioni fondi per benefici ai drpendenti	S		42
Plusvalenze neste su cessione di astività		(13)		ST JARE
Dividendi, interessi, imposte e altre variazioni		[4.510]		(S. 465)
dividendi	(4.031)		13 061 [244]
- İnteressi atlıyı	1 est 500		заа
Twassa liggraint .	3		171
- imposte sul redditu		(83)		(33)
Variazione del cagitale di esorcizio	119		(230)
-rintenenze · crediti commerciali	244		241
- debiti commerciali	(ਡੋਡਸ)		335
- fondi per rischi ad onari	121		(ਹਰਣ)
- aftre attività e passività	(55a)		(تهذا
Dividendi Incoste of insposte pagara, interess (Jagaran insassas);		4,462		2.756
- dividendi focassati	4.851		3.076
- interessi incassati	126		201
- Interessi pagati	492]		(226)
· maste sul reduling pagate al nebo dei nimborsi e credit di impossia aparte	િકો		డి స్
Flusso di cassa netto de atrività operativa		4.913		3.261
Investimenti tecnici:		[1.038]		(773)
-immobilizzazioni materiali	(1.003)		(538)
immobilizzazion: immaseriali	(ਤੇਤ)		(ਤਵੀ
Investintention persecipazio		ਨਿਪੜੀ		(5-598)
[Lisinvestimen1] finanzia:1 netti strumentali all'attività oporativa:		2.910		(1.140)
li strepili finanziari s trumentall	2.907		(1.140)
- improse consolidate e rami d'azienda al nerco delle disponibilità liquide ad equivalenti cedute	3	1		f
I holl strumentali all'attività operativa		39		3.108
:11:015 sin sic	14		14
412181617.31.21401723 314.60cpritit	ਨ ਦੇ		1.033
-partecipazioni - imprese consulidate e rami d'azienda al netto delle disponioilità li puide ed squivalenti coduto			2.362
- in:poste pagate su dismissioni			(331)
Altre varsozioni relative all'attività di investimento/disinvestimento:		11		385
- variazione de biti e crediti relasivi ad'artività d'investimento e imputazione di ammortomenti all'activo parcimoniale	11		3 Biz
Free cash flow		e'dda		E.2.2
Investimenti e disinvestimonti relativi all'attività di tinanziamento:		(360)		3.557
lovestimenti (disinvenssimenti) finanziari in crediti finanzian non strumental; all'attivité operative itali ni reazionens (in suisin suisin in tital in tital	(1 ટી		3.2.5R
non stromentali all'attività operativa	(345)		1
Variazione debiți finanziari correnti e non correnti:		651		( -- उपचो
- assunzione (rimborsi) deatti finanziari a lungo termine	378		1.345
e quana a breve del lusiga - încremento (decremento) di cebiti finanziari a brove termine	263		2 दि
Flusso di cassa del capitale praprio;		(2		(2.880)
- dividendi distribuiri agli azionisti Eni	2.954]		(2-880)
Flusso di casa nella di perlodo		3.440		T "Ball

FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZA

PREMESSA

in questa sezione sono illustrati i principali rischi al quali è esposto il Gruppo nell'ordinaria gestione delle attività industriafi. Per la descrizione dei rischi finanziari (mercato, controparte e liquidità) si rinvia alla nots n, 27 - Garanzie, impegni e rischi del bilancio consollidato,

RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITÀ DEL SETTORE OIL & GAS

Il prezzo del petrolio al pari delle altre materie prime ha una storia di volatilità dovuta alla sensibilità af ciclo economico. Il 2018 ha rappresentato uno dei migliori esempi di tale fenomeno. Nei primi dieci mesi dell'anno if prezzo dei petrolio ha consolidato il trend di ripresa avviato dalla seconda metà del 2017, con le quotazioni del greggio di riferimento Brent che hanno raggionto in ottobre 85 \$/barile, Il valore massimo degli ultimi quattro anni, grazie alla boona dinamica della domanda (cresciuta nel 2018 di circa 1,3 milioni di barili/giorno), affefficacia dei tagli produttivi concordati a novembre 2016 fra OPEC è Paesi non aderenti, tra cui in particolare la Russia, nonché alla normalizzazione dei Ilvelli globali di scorte. Tuttavia, nel mese di novembre le quotazioni del Brent hanno registrato una repentina flessione con il valore del barile che in meno di un mese ha perso circa il 30% rispetto al picco, scendendo a circa 60 S/barile, a causa dei timori di rallentamento della crescita globaie, delle incertezze connesse alla disputa commerciale tra USA e Lina e alla Brexit e dell'aumento della produzione di OPEC e Russia in anticipo di una possibile restrizione d'offerta connessa all'entrata in vigore delle sanzioni USA nei confronti dell'Iran, il cui impacto si è pai rivelato significativamente inforiore rispetto alle attese del mercato. Nei priroi giorni di dicembre l'OPEC e alcuni Paesi produttori esterni al cartello, in particolare la Russia, hanno raggiunto un nuovo accordo di taglio della produzione per 1,2 milioni di boe/giorno, rispetto al livello di novembre, a partire da gennaio 2019 e per un periodo di sei mesi, I prezzi del petrolio hanno continuato a flettere per lutto il mese di dicembre scendendo in prossimità dei 50 \$/barile. A inizio del 2019 i prezzi si sono stabilizzati intorno ai 60 \$/barile grazie a segnali meno negativi sull'andamento dell'economia globale e all'entrata in vigore dei nuovi tagli produttivi.

Nel 2018 la quotazione media del Brent è stata di circa 71. S/barile con un incremento del 31% respetto al 2017 che ha contribuito in misura significativa al miglioromento del risultati della E&P.

Nel 2019 la domando giobale di petrolio è attesa crescere di circa 1,4 milioni di barili/glorno, in linea con la crescita del 2018, grazie allo stimolo di prezzi più contenuti, mentre l'offerta e la domanda globate di greggio sono previsti in equilibrio. Considerati il rischi di ulteriore rallentamento dell'economia mondiale, i fattori geopolitici e le incertezze associate con gli sviluppi della disputa commerciale tra USA e Cina e della Brexit, il management prevede per il 2019 un prezzo del Brent di 62 \$/barile. Suardando al medio-lungo termine. sulla base dell'analisi dei fondamentali del mercato e considerate le previsioni fatte da analisti finanziari e istituti specializzati, il management ha ritenuto di confermare, in linea con il piano precedente, l'assunzione di prezzo di lungo di 7D \$/barile fin moneta reale 2022; inflazione di lungo termine 2%) ai fini della definizione

del piano di investimenti per il prossimo quadriennio 2019-2022 e della valutazione della recuperabilità dei valori d'iscrizione delle proprietà Oil and Gas del bilancio 2018.

I risultati di Eni, principalmente del sentore Exploration & Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas. La riduzione dei prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull'utile operativo e sul cash flow a livello consolidato, determinando la flessione dei risultati nel confronto anno su anno: viceversa, in caso di aumento dei prezzi. L'esposizione al rischio prezzo riguardo circa il 50% della produzione di petrolio e gas di Eni, Tale esposizione per scelta strategica non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo particolari situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione Eni non è esposta al rischio prezzo poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing (PSA) che garantisce alla compagnia petrolifera internazionale nel ruolo di contrattisto il recupero di un ammontare fisso di costi sostenuti attraverso l'attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendota pertanto a un rischio vulume (vedi di seguito). Sulla base del portafoglio corrente di asser Oil and Gas, il management stima che rispetto al prezzo di piano per il 2019 di 62 \$/barile, per ogni variazione di ./+ 1 \$/barite, il flusso di cassa dopo gli investimenti ("free cash Bow") diminuisce/aurnenta di circa €190 milioni

Un periodo prolungato di contrazione del prezzo della commodity potrebbe avere effetti negativi significativi sulle nostre prospettive di business, limitando la capacità di finanziare i programani di investimento e ol far fronte ai nostri commitment, Enl potreabe rivedere la recuperabilità dei valori di bilancio delle proprietà Dil and Gas con la necessità di rilevare significative svalutazioni, nonché riconsiderare i piani di investimento a più lungo termine in funzione dell'impatto della flessione dei prezzi sulla redditività dei progetti di sviluppo, alla luce del rischio che I prezzi correnti potrebbero attestarsi su fivelli inferiori rispetto a gueffi assunti in sede di valutazione. Questo potrebbe comportare la cancellazione, il rinvio o la differente modulazione dei progetti con ricadute negative sui tassi di crescita e sull'autofinanziamento disponibile per la crescita futura, Tali rischi potrebbero influenzare negativamente i risultati operativi, la generazione di cassa, la liquidità e i ritorni per l'azionista in termini di ammontare del dividendo e di andamento in borsa del titolo Eni.

L'attività Qil & Gas è un settore capital-intensive che pecessita d ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione e lo svilappo delle serve di idrocarburi. Il controllo degli investimenti e la disciplina finanziaria rappresentano le variabili cruciali per il conseguimento di un'adeguata redditività e dell'equilibrio patrimoniate. Storicamente i nostri investimenti uostream sono stati finanziati altraverso l'au tofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nugvo sip debitamento e all'emissione di bond e commercial paper pet copifie eventuali deficit. Il nostro cash flow operativo è soggetto a numerose variabili: [i] il rischio prezzo; {if} i volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti dai nostri pozzi di produzione: [iii] la nostra capacità e il time-to-market nello sviluppare le riserve; [iv] i

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rischi geopolitici; e [v] l'efficiente gestione del circalante. Nel caso in cui il nostro casli flaw operativo non sia in grado di tinanziano il 150% degli investimenti tecnici "committed", la Compagnia si vedrebbe costretta a ridimensionare le riserve di liquidità o a emettere nuovi strumenti di debito. Nella programmazione dei flussi finanziori Eni ha considerato i fabbisogni per il pagamento dei dividendi agli azionisti, Alla data della presente Relazione Finanziaria Annuale, Eni dispone di una riserva di liguidità dimensionata in modo da rispondere agli obiettivi di: [i] far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario e restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali]; e (ii) assicurare un adegrato livello di elasticità operativa ai programmi di sväluppu Eni.

Considerata la volatilità dei prezzo del petrolio e l'esposizione di Eni al rischio commodity, il management conferma un approccia prodenziale nolle decisioni d'investimento mantenendo una rigorosa disciplina finanziazia e un focus custante sull'efficienza/efficacia delle operazioni. Per il quadriennio 2019-2022 Eni prevede un programma d'investimenti di circa €33 miliardi, in leggero aumento rispetto al piano precedente; circa il 50% della manovra d'investimento a fine piano è "uncommitted" consentendo all'Azienda di mantenere un'adeguata flessibilità finanziaria in caso di repentini mutamenti della scenaria. Per il 2019, Eni prevede un livello di spending di circa €B miliardi, in linea con ?! 2017. Nonostante il controllo degli investimenti, il management intende mantenere un elevato tasso di crescita della produzione d'Idrocarburi pari a circa il 9,5%, in media nell'arco del prossimo quadrismoio. Nel coniugare crescita e contenimento dei costi, il management farà teva in particolare sull'approccio modulare nella realizzazione dei grandi progetti e sulla riduzione del capitale inattivo attraverso l'attimizzazione del time-co-market delle riserve.

Infine, la volatilità del prezzo del petrollo/gas rappresenta un elemento dincertezza nel conseguimento degli dòlettivi operativi Eni in termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve prodotte, per effetto del peso importante dei contratti di Production Sharing (PSA) nel porcafoglio Eni. In tali schemi di ripartizione della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di produzione e di riservo destinata al recupero dei costi aumenta al diminuire del prezzo di riferimento del batile e viceversa. Sulla base dell'attuale portafoglio di asset Eni, il management ha stimato che l'effetto prezzo nei PSA ha determinato nel 2018 minori entitlement di produzione rispetto al 2017 di circa 10 mila boe/giorno, pari a circa 600 barili/giorno per gens dollaro/barife di aumento delle quotazioni del petroflo. Tuttavia tale ratio non può essere estrapolato in un contesto di scenario del Brent marcatamente differente poiche può condurre a risultati sensibilmente diversi.

E risultati del business Retining & Marketing e Chimica dipendono principalmente dai trend nell'offerta e nella domanda dei prodotti e dai relativi margini di vendita. L'impatto dei movimenti del prezzo del petrolio suf risultati di tali business varia in funzione del ritardo temporate con il quate le quotazioni del prodotti si adeguano alle variazioni del costo della materia prima, che dipende a sua volta dalle dinamiche competitive dei mercati a valle. Nel 2018 i risultati dei business raffinazione e chimica sono stati penalizzati in misura significativa dalla compressione dei margini dei prodotti a causa

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delle difficoità nel trasferire gli aumenti del costo della catica petroliferi nei prezzi dei prodotti, frenati dal rašlentamento dei mercati a valle e dolla pressione competitiva da parte di prodotti più convenienti. Durante le fasi di minore crescita cconomica le raffinerie Eni a carica tradizionale e le linee di business della chimica di prodotti commodity (come il polietilene) sono esposse alla competizione da parte dei productori del Medin Driente e USA che sono avvantaggiati rispetto a Eni dalla maggiore scala degli Impianti in graco di generare economie di costo, disgonibilità di materie prime competitive (in termini di prossimità o di prezzo come nel caso di produttori chimici USA che utilizzano l'etano come carica per il cracker) e maggiore diversificazione geografica. Guardando al futuro, il management ritiene che l'ambiente competitivo in questi business rimarrà sfidante a causa delle actese di nuovi investimenti di espansione della capacità nella raffinazione e neila petrolchimita di base su scala globale. Incitre le raffinerie Eni dotate di elevata capacità di compressione sono esposte al rischio di riduzione dei differenziali dei greggi pesanti rispetto al Brent che riduce l'incentivo alla conversione. Tale rischio si verifica in particotari situazioni di carenza d'offerta di greggi pesanti, come è previsto nel 2019, a causa dei tagli produttivi dell'OPEC, delle sanzioni Usa nei confronti dell'Iran e della Ressione della produzione venezuelana che stanno riducendo l'offerta di greggi pesanti.

RISCHIO PAESE

Al 31 dicembre 2018 circa l'82% delle riserve certe di idrocarburi di Eni era localizzato in Poesi non OCSE, principalmente in Africa, Asia Centrale, Sud-Est asiatico e America Meridionale. Questi Paesi sono caratterizzati, per ragioni storiche e culturali, da un minore grado di stabilità politica, sociate ed economica rispetto ai Paesi sviluppati dell'OCSE. Pertanto Eni è esposta ai rischi di passibill evoluzioni neeative del quadro politico, sociale e macroeconomico che possono sfociare in eventi destabilizzanti quali conflitti interni, rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici e altre forme di disordine civile, contrazione dell'attività economica e difficoltà finanziarie dei governi locali con ricadute sulla solvibilità degli Enti petroliferi di Stato che sono partner di Eni nei progetti industriali, elevati livelli di inflozione, svalutazione della moneta e fenomeni similari tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacirà di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi.

Altri rischi connessi all'attività in tali Paesi sono rappresentati da: [i] mancanza di un quadro legistativo stabile e incertezze sulla tutela dei diritti della compagnia straniera in caso di inadempienze contrativali da parte di soggetti privati o Enti di Stato; [ii) sviluppi o applicazioni penalizzanti di feggi, regolamenti, modifiche contrattuali unilaterali che comportano la riduzione di valore degli asset Eni, disinvestimenti forzosi, nazionalizzazioni ed espropria. zioni; fiii] restrizioni di varia natura sulle attività di esplorazione, produzione, importazione ed esportazione; (iv) incrementi della fiscalità applicabile; (v) conflitti sociali interni che sfociano in guerre, atti di sabotaggio, attentati, violenze e accadimenti simili: [vi] difficoltà di reperimento di fornitori internazionali in contesti eperativi critici o di fornitori locali qualificati nelle iniziative che richiedono il rispetto di soglie minime di local content; e {vii] complessi iter di rilascio di autorizzazioni e permessi che impactano sul time-to-market dei progotti di sviluppo.

Attualroente Eui è esposta a rischi gegpolitici e di instabilità figanziatia in alcuni imporcanti Paesi di presenza, quali Venezuela, Nigeria, Egitto e Libia.

Il Venezuela è in una condizione di stress finanziario dovuto alla contrazione delle entrate pettolifere, acuita dalle sanzioni USA che hanno limitato l'accesso del Paese ai mercati finanziari e imposto l'embargo sulle esportazioni di greggio. La mancanza di risorse finanziarie ha ridotto in misura significativa la capacità del Paese di investire in nuovi prozetti petroliferi con la conseguente caduta dei livelli produttivi. Tale situazione mette a rischio la recuperabilità degli investimenti fatti da Eni nel Paese e dei crediti commerciali vantati verso le società petrolifere di Stato per la fornitura dei volumi d'idrocarburi equity. L'attività Eni nel Paese è concentrata in due grandi progetti: il giocimento offshore a gas Perla, operato dalla società locale Cardón IV, in joint venture paritetica con un'aftra compagnia petrolifera internazionale, e il compo ad ollo pesante onshore Junin, operato call'amonima società i cui azionisti sono la società di Stato PDVSA ed Eni, in regime di "Empresa Mixta". L'esposizione Enl, nolle due iniziative petrolifere, ammonta a circa 51,5 miliardi [circa €1,3 miliardi al cambio EUR/USD 1,15), compresi crediti commerciali scaduti verso PDVSA per le forniture di gas del giocimento Perla in quota Eni, ceduti da Cordón IV all'azionista Eni Venezuela. Nonostante il difficile outlook finanziario del Paese, nel 2018 POVSA ha pagato circa il 40% del gas fatturato nell'anno da Cardón IV. Tale percentuale di incasso è coerchte con le assunzioni fatte nel bilancio 2017 a! fini della stima dell'expected loss dei crediti commerciali venezuelani sulla cui base era stato incorporato il rischio nella valutazione di recuperabilità del capitale investito da Eni nel progetto; pertanto non si registrano ulteriori svalutazioni pitre all'incremento del fondo relativo ai crediti commerciali sorti nell'anno. Per quanto riguarda il progetto PetroJunin, a causa del deteriorato contesto operativo del Paese e del rischio finanziario di recupero del capitale investito, il management ha riclassificato le riserve certe non sviluppate del progetto alla categoria unproved (106 milioni di boe), così come richiesto dalla normativa SEC, rilevando una svalutazione del capitale investito nel progetto di circa £200 million).

Anche la Nigeria è in una condizione di stress finanziario. L'esposizione Eni verso il Paese comprende un ammontare significativo di crediti in sofferenza (dell'arminontare grainario di circa \$0.75 miliardi relativi afle "chiamate fondi" di competenza della società petrolifera di Stato NNPC in progetti operati da Eni. Tale esposizione è oggetto di un piano di rientro "Resayment Agreement" che prevede l'esecuzione di attività minerarie "near field" a ridotto rischio minerario con attribuzione a Eni di una quota delle produzioni di spettanza della controparce di Stato. Nel 2018 Eni ha incassato circa \$120 milioni attraverso l'impiementazione di questo schema; Il management prevede di completare il piano di rientro in un orizzonte temporale di tre/cinque anni allo scenario Eni. Gli altri crediti In sofferenza sono stati svalutati integralmente per riflettere illimitati progressi delle azioni di recupero registrati nel corso del 2018 con un effetto di cizca € 150 milioni nel bilancio.

È passibile che nei futuri reporting period il Gruppo possa incorrere in nuove perdite sulle esposizioni In Venezuela e Nigoria qualora il quadro tinanziario di tali Paesi non migliori.

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Infine, per quanto riguardo l'Egitto, l'esposizione Eni verso il Paese è destinata a rimanere significativa nell'arco del prossimo quadriennio in relazione ai rilevanti volumi di gas equity forniti alle compagnie petrolifere di Stato, derivanti dal giacimento supergiant di Zohr, il cui rampiup verrà completato nel corso del 2019, e dalla Great Noroos Area con il progetto Nidoco Phase-3 e il progetto Baltim SW con il completamento previsto nel corso del 2019, per entrambi i progetti. Il grado di solvibilità di tali controparti, pur migliorato, rimane a rischio elevato. Eni continuerà pertanto a monitorare con attenzione il rischio controparte dell'Egitto considerato il livello di esposizione.

La Libia rimane uno dei Paesi di presenza Eni maggiormente esposti al rischio geopolitico, come conseguenza storica del vasto movimentto insurrezionale che ha interessato il Media Oriento e l'Africa Settentrionale, noto come "Primarera Araba", all'inizio del decennio. In Libia questo ha determinaro l'acuirsi delle tensioni politiche interne sfociate nella rivoluzione armata del 2010 e nel cambio di regime, che causarono l'interruzione per grasi un anno delle attività petrolifere Eni nel Paese con ricaduto materiali sui risultati dell'esercizio Agli eventi del 2010 ha fatto segvito un lungo periodo di consitto civife interno e un quadro politico e sociale frommentato e instabile che ha comportato frequenti perdite di produzione per Eni. Nella seconda metà del 2018 il riaffiorare delle tensioni interne ha influito in maniera negativa sul contesto operativo e sulla domanda domestica di gas con ricadute sulla produzione equity di Eni che è risultata Inferlore alle aspettative interne, Il management rittiene che la situazione geopolitica della Libla continuerà a costituire un fattore di rischio e d'Incertezza per il prossimo futuro, Alla data di bilancio, la Libia rappresenta il 16% della produzione d'idrocarburi complessiva di Eni; tale incidenza è prevista ridursi nel medio termine.

Altro Paese dove si sono verificati nel passato recente episodi di "disruption" è la Nigeria, sotto forma di atti di sabotaggio, furti, attentati alla sicurezza e altre forme di danni dirette alle installazioni produttive della Società, in particolare nell'area onshore del Delta del Niger, con ricadute negative sulla continuità produttiva. Per scontare possibili rischi di sviluppi goopolitici sfavorevoli in libra, ma anche in altri Paesi, dove Eni conduce le operazioni upstream, che potrebbero determinare interruzioni più o meno profungate delle attività di sviluppo e di produzione degli idrocarburi in dipendenza della gravità di tali sviluppi, come potrebbero essere conflitti interni, rensioni sociali, violenza, atti di guerra e altri disordini civili o rischi upstream di altro tipo (ad esempio ambientali o legati alla complessità delle operazioni), il management ha applicato ai livelli produttivi tagget dal piano quadriennale 2019-2022 un taglio lineare ("haircut") quantifi cato sulla base del proprio apprezzamento di tali tipi di rischi; dell'e sperienza passata e di altri fattori. Tuttavia tale contingency'sul produzioni future non copre le conseguenze di eventi di portaja sp ordinaria (cosiddetto "worst case scenario") ai quali sono assoglabili li interruzioni delle attività productive per periodi rilevanti.2

Data l'entità delle riserve di Eni situate in tali Paesi, ta Compagnia è particolarmente esposta a questo tipo di rischio nelle fattività upstream. Eni monitora in maniera costante i rischi di nefurra politica, sociale ed economica dei 67 Paesi dove ha investito o intende investire, al fine della valutazione economico-finanziaria e della sefezione degli investimenti di cui il rischia Paese è parte integrante. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono

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overa impatti negativi significativi sui risultati economico-finanziari attesi di Eni, anche in temini di recupero dei crediti erogati ad Enti di Stato per finanziare i progetti di sviluppo.

SANCTION TARGET

I programmi sanzionatori che più rilevano per le artività di Eni sono quelli emessi da Autorità UE e USA con riferimento alla Russia e al Venezuela.

Per quanto nguarda i programmi emessi dalle Autorità curopee, le attività maggiormente interessate sono quelle dell'areo upstream condotte in Russia e/o con partner russi colpiti da misure restrittive settoriali. Eni ha adottato tutte le misure necessarie per garantire che dette astività siano svolte in conformità con le norme applicabili, continuando perattro a moniturare l'evoluzione del quadro sanzionatorio e le modolità di concreta applicazione dello stesso per adattare su base ongoing le proprie astività.

Per quanto riguarda Il Venezuela, le misure sanzionatorie adottate dagli Stati Uniti (inasprite nel corso dei 2018 alla luce del continuo aggravarsi della situazione nel Pacse e ulteriormente aggravate, da ultimo, a gennoio 2019, con la designazione di POVSA nella lista "SDN"] sono orientate, principalmente, a colpire le fonti di finanziamento per il Governo venezzielano, PGVSA o soggetti dagli stessi controllati, tramite, tra l'altro, il divieto di compiere transazioni relative a "new equity" e "new debt" superiori a determinate scadenze. La sanzioni statunitensi sono di natura "primaria" e quindi limitate alle persone statunitensi o ad attività che presentano un cd. "US Nexus". Eni, pertanto, sta valutando attentamente il rischia di compliance in questione, evitando, se del caso, qualsiasi possibile "US Nexus" rispetto alle attività a rischio, In sintesi tali sanzioni hanno effetti diretti limitati su Eni che tuttavia ne risente l'effetto che determinano nel deterigramento della situazione finanziaria del Paese.

RISCHI SPECIFICI DELL'ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

Le attività di ficerca, sviluppo e produzione di idrocarburi comportano elevati investimenti e sono seggette a rischi di carattere economico e operativo, inclusi quelli minerari riguardanți le caratteristiche fisiche del giacimenti di petrolio e di gas.

L'attività esploraciva presenta il rischio dell'esito negativo connesso alla perforazione di pozzi sterili o alla scoperta di quansità di idrocarburi privi dei requisità di commerciabilità. L'attività di sviluppo è soggetta al rischia minerario e ai rischi di cost avenun e di ritardi nell'avvio dei progetti.con ricadute negative sui risultati economici e sul cash flow. I livelli futuri di produzione Eni dipendono intrinsecamente dalla capacità dell'azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l'esplorazione di successo, l'efficacia e l'efficienza delle attività di sviluppo, l'applicazione di miglioramenti tecnologici, in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l'esito dei negoziati con gli Stati detentari della riserve. Nel caso in cui Eni non consegua un adeguato tasso di rimpiazza delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sareabero penalizzaze con impatti negativi sui cash flow e i risultati attesi.

A causa dell'instabilità degli idrocarburi e della complessità delle cperazioni di giacimento, l'attività upstream è esposta ai rischi operativi

di eventi dannosi a carico dell'ambiente, della salute e della sicurezza delle persone e delle comunità circostanti a della proprietà. Si tratta di rischi di incidenti di vario tipo, quali sversamenti di petrolio, esplosione di pozzi, collisioni marine, rischi geologici, quali inattese condizioni di pressione e temperatura nel giacimento, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi che potrebbero assumere un'entità tale da causare perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alta proprietà, inquinamento dell'aria, dell'acqua e del suolo e aftre conseguenze ancora, con la necessità, da parte di Eni, di riconoscere oneri e passività di ammontare straordinazio con impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulfa sua repultazione, nonché sui ritorni per gli azionisti (andamento dell'azione Eni e dividendi).

Tali rischi sono potenzialmente per le attività svolte nell'offshore profondo e ultra profondo a causa della magginre complessità delle operazioni e della delicatezza degli ecosistemi, quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio e l'Artico (che comprende il Mare di Barents e l'Alaska], dove il Gruppo svolge attività di ricerca, esplorazione e sviluppo di idrocarburi. Nel 2018 Eni ha derivato circa il 56% della produzione di idrocarburi dell'anno da instatlazioni offshore.

Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell'industria petrolifera, considerata la complessità tecnologica e realizzaciva dei progetti. La sviluppo e messa in produzione delle riserve scoperte comporta in genere anni di attività: veritica della fattibilità enonomico-tecnica con possibili ultenori fasi di appraisal della scoperta, la definizione del plano di sviluppo con i partner industriali dell'iniziativa compresa la lirst party di Stato, l'ottenimento delle autorizzaziona da parte dello Stato host, il project financing, l'ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre facilities critiche. Ritardi nell'ottenimento delle necessario autorizzazioni o nelle fasi di costruzione, errori di progettazione o altri eventi similari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione e un incremento dei costi, con ricodute significative sulla redditività del progetto. La complessità dell'ambiente circostante è un altru fattore di rischio per i tempi e i costi di realizzazione dei progetti (condizioni metereologiche, temperature, offshore profondo e ultra profondo, tutella dell'ecosistema, presenza di ghiacci, ecc.).

Considerato il lungo interval!! tempora?e che intercorre tra fa fase di scoperta e l'avvio della nuova produzione, i rendimenti dei progetti suno esposti alla volatilità del prezzo del petrolio, che potrebbe attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli sulla cui base Eni ha preso la decisione finale di investimento [FID] e al rischio di aumento dei costi di sviluppo e produzione. L'implementazione negli ultimi anni di alcune azioni strategliche mirate, di standard operativi rigorosi e di tecnologie innovative, ha contribuito alla mitigazione dei rischi sopra descritti, consentendo di conseguire contessualmente sunsibili henefici in termini di riduzione del time-to-market de "progetti e di contenimento dei costi. A titalo esemplificativo rientrano tra guesce iniziative: la progressiva parafielizzazione delle attività di esplarazione, delineazione e di sviluppo, la realizzazione per fasi, le attevità di Insourcing dell'ingegneria nelle fasi iniziali e di front-end del progetto e una maggiore focalizzazione sulla gestione delle fasi di costruzione e commissioning. Ulteriori azioni sono state indirizzate

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al miglioramento della supply chain, consentendo lo sfruttamento di nuove opportunità derivanti dal mercato (i.e. ctilizzo di "early" production facilities e facilities "refurbished" o ricondizionate).

Nelle attività di perforazione, Eni adotta sistemi operativi e gestionali finalizzati a mitigare it rischio di blow-out dei pozzi. Eni monitera la complessità dei pozzi attraverso un indicatore di rischio (WCEI- Well Complexity & Economic Index) applicato ai pozzi operati e non, basato su parametri tectici e sulla potenziale esposizione economica in caso di blow-out. A seconda della complessità l'indice è distinto in 3 livelli: i pozzi classificati di livello 1 sono gestiti con le azioni di mitigazione previste dalle procedure interne di Eni.

Eni presidia in modo rigoroso le analisi del rischio geologico, l'ingegneria e la conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi complessi, operati e hon operati, con elevata complessità tecnica e/o efevata potenziale esposizione economica in casu di biow-our, con focus sulle più avanzate tecnologio digitali e procedure avanzate di controllo e monitoraggio, inclusi la visualizzazione ed il trasferimento dei dati in tempo reale dagli impisnti alla sede centrale (Real lime Drilling Center) nonché il potenziamento dei programmi di formazione. Limportante progetto di digitalizzazione in atto mitigherà i rischi in ambito di integrità degli asset e della sicurezza del personale dedicato alle operazioni, oltre che degli esiti minerari delle perforazioni.

Eni esercita inoltre un puntuale controllo sui programmi di perforazione e di completamento dei pozzi a maggior complessità anche sulle attività non operate.

Il rischio blow-out dei pozzi è in parte mitigato dalla tipalogia del portafoglio delle attività operata e non operate di Eni, caratterizzato dalla contenuta incidenza di pozzi complessi. In particolare Eni prevede un'incidenza massima del 15% di pozzi complessi di livello 1 suf totale di quelli In programma previsti a plano.

La conduzione diretta (operatorship) delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione dei rischi, Nel prossimo quadriennia il management prevede di incrementare fa produzione operata gross del 31% circa rispetto ai livelli correnti a cinca 4,4 milioni di boe/giorno con l'obiettivo di ridurre ulteriormente il rischio indiretto desivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi come nel caso dei progetti in joint venture.

RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HS&E

l e attività industriali Eni in Italia e all'estero nei settori della ricerca, sviluppo e produzione di idrocarburi, della raffinazione, delle produzioni perrolchimiche e del trasporto di carburanti, gas, GNL e prodotti chimici sono esposte per foro natura ai rischi operativi connessi con le caracteristiche chimico-fisiche degli idrocarburi (tra cui infiammabilità, tossicità, instabilità). Guasti tecnici, malfunzionamenti di appasecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, incidenti di pozzo e nelle attività di perforazione, eventi atmosferici avversi, possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche rilevanti quali esplosioni, incendi, fuoniuscite di greggio e gas (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture ], rilascio di contami-

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nanti nell'ambiente, emissoni nocive. Tali rischi sono influenzati dolle specificità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazloni (condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l'Artico, il Goffo del Messico, il Mar Caspio, impianti lacalizzati in prossimità di aree urbane), dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli interventi di recupero e contenimento degli frocarburi o altre sostanze chimiche liguide sversati nell'ambiente o di emissioni nocive in atmosfera, dalle operazioni di chiusura e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di biow-out, di spegnimento di îpcendi accorsi a raffinerie, complessi petrolchimici o pipeline. Per questi motivi le attività dei settore petrolifero, della raffinazione, del trasporto degli idrocarburi e della chimica sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutcla dell'ambiente, della salute e della sicurezza, sia a livello nazionale sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali,

Le norme impongono restrizioni e divieti di varie tipologie, prevedono il contrallo e il rispetto dei limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e sunlo, limitano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti, pitre che la conservazione di specie, habitat e servizi ecosistemici, richiamando gli operatori ad adompimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normative che regolamentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una voce di costo significativa nell'esercizio corrente e in quelli futuri. Eni si è dotato di sistemi gestionali integrati, standard di sicurezza e pratiche operacive di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamantazione ambientale e per tutelare l'integrità dolle persone, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. Tuttavia, nonostante tali misure e precauzioni, non è possibile escludere del tutto il rischio di accadimento di incidenti e altri eventi dannosi quali quelli sopra descritti che potrebbero assumere proporzioni anche catastrofiche ed avere impatti potenzialmente rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sui riterni per gli azionisti (andamento dell'azione Eni e dividendi I.

Le leggi ambientali prevedono che il responsabile dall'inguinamento, sia esso residuo dall'attività indostriale o derivi da incidenti, svarsamenti o perdite di varia natura, debba bonificare e ripristinare To stato dei suoli e delle acque. Eni è esposta in misura riJevante a tal rischi presso tutte le localizzazioni dove svolge le proprig attività industriali per la rischiosità intrinseca nel produrre, trastare e mo vimentare gli idrocarbuit e i loro derivati. Ad esempio, nell'regente passato Eni ha dovuto interrompere, sebbene per periodi contenditi, le attività petrolifore presso importanti asset (il Centre Olio Vai d'Agii. in Basilicato e la piattaforma Goliat nel Mare di Barents norvegese) a causa di rischi ambientali e di tutela della salute delle comunità interessate dall'attività del Gruppo, con ricadute sui profità, je repu tazione e i costl associati ai remediation plan.

In relazione aile contaminazioni storiche, con particolare riguardo afiltalia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto

in possato attività minero-motallurgiche e chimiche; in tali siti, sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinanti non in linea con l'attuale normativa ambientale. Nonostante Eni abbia reso la dichiarazione di "propriecario non colpevolo" poiché non si ritigne responsabile per il superamento di parametri d'inquinamento tollerati dalle leggi di allora e sia subentrato in molti casi ad altri operatori nella gestione di tali siti, non si può escludere che possa ancora incorrere in tali passività ambientali.

In alcuni casi Eni è parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica e disastro ambientale.

Eni ha avviato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessore, d'intesa con le competenti Autorità amministrative. Con fiferimento a diversi di questi siti inattivi Eni è stata chiamata da van enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, Enti locali o altri), attraverso la citazione innanzi alla giustizia amministrativa o civile, a realizzare gli interventi di bonifica e a rimediare al danno ambientate in base agli standard e parametri previsti dalla legistazione corrente, il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e i ripristini di arce contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un obbligazione legale o di altro tipo e per i quali è passibile stimare l'ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questa costituisce comunque, nelle fasi reslizzative, un factore di incertezza in refazione alla complessità della materia), a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrato.

È ancora possibile che in futuro possano essere rilovate passività addizionali in relazione ai risultati delle coratterizzazioni în carsa sui siti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, e afl'esito dei procesimenti amministrativi o gludiziali in corso e ad altri fattori di rischio. Syndial, preposta da Eni al presidio di tali tematiche, ne da attuazione anche attraverso lo sviluppo di tecniche proprietarie e di un approcchi sostenibile alla bonrfica.

Con specifico riferimento all'attività di ricerca e produzione degli idrocarburi, in base aile normative applicabili in tutte le giurisdizioni dove Eni opera, la società è tenuta a sostenere i costi relativi allo smantellamento di piattaforme e altre attrezzature di estrazione e di ripristino delle aree al termine delle attività petrolifere. Il bilancio consolidato accoglie la migliore stima dei costi che Enf dovrà sostenere in futuro a fronte di tali obblighi. Tali stime sono soggette a rischi e incertezze di valia natura (accuratezza della stima, cost overrun, ampiezza dell'orizzonte temporale di stima, inasprimento delle normative lacali, sviluppo di nuove tecnologie, ecc.].

In rifezimento al contesto normativo italiano va ricordata l'entrata in vigore il 29 maggio 2015 della Legge 68/2015, che ha introdotto nel Codice Penale il Titoto IV bis interamente dedicato al delitti contro l'amblente. La nuova legge ha inoltre ampliato il campo per cui viene prevista una responsabilità diretta dell'ente per illeciti ambientali. Eni ha quindi adoguato il proprio Modello 231 ed i relativi strumenti di controllo operativo, provvedendo alla foro diffusione interna ed applicazione al fine di assicurare un'adeguata valutazione dei rischi correlati alle tematiche ambientali ed una corretta

operatività nell'ambito delle attività sensibili. Il risperto della biodiversità, la salvaguardia dei servizi ecosistemici e l'uso efficiente e sostenibile delle risorse naturali costicuiscono un requisita imprescindibile, in particolate per l'attività di prospezione, ficerca e produzione di idrocarburi, in aree geografiche dove queste condizioni posseno anche determinare dei limiti nelle licenze a operare. In tale ambito in italia con la conversione in legge del Decreto n. 135/2018, cd. Decreto Semplificazioni, avvenuta il 12 febbraio 2019, è diventata efficace una normativa che prevede l'approvazione entro diciotto mesi di un "piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonec [PiTESAI]" su scala nazionale. Con tale plano il Logislatore si propone di individuare le aree dove è consentito lo svolgimento dell'attività di prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi sul territorio nazionate, incluso il more. Fina all'emanazione di tale piano è sospeso il conferimento di nuovi permessi di prospezione e diricerca degli idrocarburi, così come è sospesa l'efficacia di quelli conferiti con la conseguente interruzione delle relative attività. Mantengano invece la loro efficacia le concessioni di coltivazioni in essere, così come possono essere prorogate le concessioni già scadute o che scadranno fino all'emanazione del piano predetto, non possono invece essere richloste nuove concessioni di coltivazione. Nel caso in cui il piano non sia aporovato entro due anni dalla data di entrata in vigore della legge cessano le sospensioni dei permessi di prospezione e possono essere richiesti ed ottenuti nuovi titoli minerari. Successivamente all'emanazione del piano nelle area dichiarate idonee allo svolgimento delle attività upstream, fiprenderanno efficacia i titoli minerari sospesi, mentre relativamente a quelle dichiarate non idonee sono rigertate le istanze di proroghe non ancora accolte e revocati i permessi di prospezione e ricerca. Continuano invece fino alla scadenza, senza però la possibilità di essere ulteriormente prorogate, le concessioni di coltivazioni in essere anche in regime di proroga. Secondo quanto prevede la norma, le aree idonee devono essere identificate "sulla base di tutte le carattenistiche del territorio, sociali, industriali, urbanistiche, morfologiche con particolare riferimento all'assetto idrogeologico ed alle vigenti pianificazioni e per guanto riguarda le aree marine devono essere principalmente considerati i possibili estetti sull'ecosistema, l'anolisi delle rotte marine, della pescosità delle aree e della possibile interferenza sulle coste". Tali criteri non sono sufficientemente definiti per consentire prima dell'emanazione del Piano un'oggettiva determinazione di quelle che sarano le aree idonee e non idonee. Pertanto non sono oggettivamente determinabili gli effetti che si determineranno sui volumi di riserve di idrocarburi che potranno essere prodotti e quindi sui relativi itussi di cassa ottenibili, anche se allo stato non si ha motivo di ritenere che tali effetti possano essere materiali.

A livello Internazionate, dopo l'entrata in vigore dell'Accordo di Parigi si sono susseguiti i dibattiti in seno alla Commissione Europea sugli emendamenti alle normative in vigore per convergere all'obiettivo di limitare l'aumento della temperatura globale al di sotto di 2 °C per evitare cambiamenti climatici pericolosi - per "approfondimento si timanda alla sezione "Rischi connessi al cambiamento climatico".

Ad oggi, in ambito europeo, i negoziati sono stati conclusi su tutti gli aspetti del nuovo quadro fegislativo sull'energia - il pacchetto "Energia pullita per tutti gii europei" - e tutte le nuove normative saranno formatmente adottate nei primi mesi del 2019. Il pacchetto comprende otto diversi tesci legislativi, tra pui si segnalano: la direttiva sulle energie rinnovabili, la direttiva sull'efficienza energetica, il regalamento sulla governance dell'Unione Europea e le normative [direttiva e regolamento] sul mercato elettrico.

In particolare, la direttiva sulle rinnovabili prevede il raggiungimento di una quota di almeno il 32% di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale fordo di energia dell'Unione entro il 2030, con una clousola di revisione al rialzo al 2023. La stessa direttiva stabilisce che la quota di fonzi rinnovabili sia almeno il 14% del consumo finale nel settore dei trasporti, entro il 2030. Il contributo dei biocarburanti avanzati, il cui conteggio è doppio si fini del conseguimento dell'obiertivo, dovrà essere almeno del 3,5% nel 2030. Tra i biocarburanti avanzati è incluso anche l'olio esqusto da usi alimentari (UCO), Invece, l'utilizzo dell'ofio di palma per la produzione di biocarburanti non sarà più consentito dal 2030. In rale comesto, Eni già dai 2015 è impegnata nella produzione di brocarburanti. La riconversione degli impianti di Porto Marenera e Gela in bioraffinerie, attraverso l'imojego della tecnologia Ecofining, garantirà a Eni la possibilità di utilizza di Feedstack non in competizione con usi alimentari (UCD), per la produzione di biocarburanti avanzari.

La direttiva sull'efficienza energetica pone un obiettivo, a livello comunitario, di risparmio energetico del 32,5% al 2030, prevedendo, anche in questo caso, la possibilità di una revisione al rialzo nel 2023. Per gli Stati membri sono stabiliti dei target indicativi, ma è previsto anche l'obbligo di ottenere nuovi rispazmi energetici dello 0,8% del consumo finate annuo di energia, nel periodo 2021-2030.

Il regolamento sulla governance dell'Unione Europea ha principalmente l'obfettivo di implementare le strategie e le misure che assicurino il raggiungimento degli obiettivi dell'Unione Europea al 2030. A tal fine, ciascuno Stato membro dovrà preparare un piano nazionale per l'energia e il clima per il periodo dal 2021 al 2030, includendo le cinque dimensioni dell'Unione dell'energia: sicurezza, integrazione del mercato interno, efficienza energetica, decarbonizzazione, ricerca, innovozione e competitività. I piani definitivi dovianno essere inviati dagli Stati membri alla Commissione Europea entro il 2019,

Infine, per il meccato elettrico, si conferma l'obiettivo di interconnessione al 2030 del 15%, rispetto all'obiectivo del 10% per il 2020.

Il nuovo quadro normativo complessivo mira a preservare la competitività Industriale dell'Europa, promuovere la crescita e l'occupazione e fidurre le bollette energetiche. L'Unione Europea intende porre i consumatori al centro della transizione encreetica, consentendo a questi ultimi di produrre l'energia elettrica necessaria per i propri consumi e immettere in rete eventuali eccedenze. L'attuazione di tutti gli obiettivi previsti consentirà di ottenere una riduzione delle emissioni per l'Unione Europea, al 2030, di circa il 45% rispetto al 1990.

Secondo un'analisi condotta dal World Economic Forum nel 2018 [The Global Risk Report 2019], Il rischia idrico viene identificato sra i cinque fattori con maggiore impatto negativo potenziale per

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l'economia e la società nei prossimi 10 anni. Le crisi idriche avranno, inoltre, crescenti interconnessioni con altri fattori di rischio ed instabilirà, quali migrazioni, tensioni fra Stati e crisi alimentari. L'interdipendenza acqua-energia è destinata ad intensificarsi nei prossimi anni e, secondo la International Energy Agency (WEO 2015), sarà necessaria una sempre maggiore capacità di dore risposte chiare e affidabili per la gestione di questo elemento di criticità. Eni valuta e monitora il rischio idrico, anche in selazione agli effetti dei cambiamanti climatici, al fine di identificare le miglioni strategie di gestione delle acque e di adattamento per i propri asset. Nel 2015, 663 milioni di persone non avevano ancora accesso ad acqua di qualità adegoata e disponibilità di revi fognarie. Uno dei Sustainable Development Goal (il n. 6) è pertanto rivalto a migliorare la gestione dell'acqua. A questo proposito prosegue l'impeeno di Eni in progetti di accesso all'acqua per le poplazioni dove opera. Sebbene solo circa il Z% dei grelievi idrici complessivi Eni sia costituito da acqua dolce prelevata in arce a stress o aride fidentificate con Aqueduct, strumento sviluppato dal World Resources Institute), i prelievi di acqua dolce UPS sono locatizzati per circa il 56% in area a stress, rendendo elevata l'esposizione del business al rischio idrico, come peraltro rilovato dall'analisi del COP (2016). Al rischio di sipo fisico [scarsità della risorsa) si vanno ad aggiungere rischi di tipo sociale (scarsità di sistemi idrico/sanitari adeguati in molti Poesi in cui Eni opera) o geopolitico (approvvigionamento di acqua dolce dipendente da fonti con provenienza oltreconfine come ad esempio il Milo per l'Egitto). La tutela dell'ambiente si attua in primis identificando il contesto naturale in cui le attività hanno o avranno luogo lo modo da evitare o mitigare il più possibile gli inspatti su specie, habitat e servizi ecosisternici fin dai primi stadi del ciclo operativo. in particolare prosegue l'impegno in progetti di water injection, intesi come ottimale gestione delle acque di produzione, e di reinjection a scopo IDR {Improved oil recovery]. Anche nel downstream sono proseguite iniziative per ridurre il consumo di acqua dolce o per la sostituzione dei prelievi di acqua colce da falda o da acque superficiali con fonti di minor pregio. Anche al fine di rispondere alle crescenti richieste di informazioni da parte degli stakeholder, Eni ha dato risposta pubblica al questionario CDP water 2018, ottenendo una valutazione pari a 3, che si colloca al di sopra della media di settore e di area geografica.

Dal 15 gennaio 2017 sono entrati in vigore i limiti emissivi dettati dalla direttiva l'EU sulle emissioni industriali per i grandi impianti di combustione (GIC) e a tale riguardo tutte le raffinerie Eni hanno completato nel 2018 i procedimenti di riesame AIA (Autonizzazione) integrata Ambientale | avviati per recepire i requisiti delle Condiusioni sulle BAT pubblicate a luglio 2017 con la Decisione n. 2014/7 38/IVE per il settore raffinazione.

Il 31 luglio del 2017, la Commissione Europea ha approvato tramite decisione di esecuzione, le Conclusioni sufle BAT per i grandi impianti di combustione (LCP), ovvero tutte quelle installazioni con gotenza termica nominale pari a superiore a 50 MW; i nuovi obblighi do regino assere rispertati entro quattro anni con il rinnovo/niesame del procedimenti autorizzativi ambientali in essere. Al fine di verificare il posizionamento degli impianti, i gestori hanno avviato specifiche gap analisi per detinire i piani di miglioramento tecnologico necessati a traguardare le nuove performance.

Inoltre, in materia di AiA, nel 2016 è stato pubblicato il Decreto MATTM n. 141 del 26/05/2016 per la determinazione delle garanzie finanziarie per i gestori delle installazioni soggette ad AIA.

Sempre nel 2017, con la decisione di esecuzione n. 2017/21.17 la Commissione Europea ha approvato le Conclusioni sulle BAT per la fabbricazione di prodotti chimici organici in grandi volumi (LYGC). Entro il dicembre 2021 tutti gli impianti dovranno essere allineati alle nuove BAT settoriali e completare i piani di miglioramento tecnologico richiesto dalla decisione.

La Commissione Europea ha inoltre adottato le Conclusioni sulle BAT per il trattamento dei rifluti ai sensi della Birettiva 2010/75/ UE. Le Conclusioni, approvate con decisione della Commissione Europea 10 agosto 2018, n. 2018/1147/6/E, sono il riferimento alle seguenti attività: smaltimento [esclusa la discarica] o recupero di sifiuti pericolosi con capacità di oltre 10 MG al giorno; smaltimento (esclusa la discarica) di riffuti non pericolosi con capacità superiore a 50 MG al giorno; recupero di rifiuti non pericolosi con capacità superiore a 75 MG al giorno; deposito temporaneo di rifiuti pericolo si con capacità totale superiore a 50 MG; e trastamento a gestione indipendente di acque reflue provenienti da un'installazione svolgenti le attività precedenti.

In Italia, le Autorità competenti procedono con l'effettuazione delle valutazioni del danno sanitario per gli stabilimenti industriali inseriti in situazioni territoriali ad elevato rischio ambientale e/o ricadenti în ambito AlA, in linea con i criteri dettati dal Decreto del 24/04/2013, I risultati di queste valutazioni potranno evidenziare la siecessità di attuare interventi aggiuntivi di riduzione dei contributi emissivi considerati particolarmente nocivi per la salute, aturaverso il riesame delle AlA emesse, con potenziali effetti economici e pocupazionali e potenziall rischi di sanzioni o richissto di risarcimento.

1 22 novembre 2017 la Commissione Europea ha aggiornato le Linec Guida (LG) del 2001 per lo svolgimento delle valutazioni autorizzative in ambito VIA al fine di garantire la necessaria coerenza con le disposizioni della Directiva 2014/52/UE che aveva introdotto significative modifiche, sia procedurali sia tecniche. A livello nazionale, tali LG sono pià richiarnate nell'ambito del Decreto VIA 104/2017 in vigore dol 21 luglio 2017 (il testo rimanda a decreti attuativi previsti dall'art. 25, in particolare comma 4 relativo all'emissione di LG nazionali e norme tecniche per l'elaborazione della ducumentazione finalizzata allo svolgimento della VIA). Il nuovo testo riformulato dal Decreto VIA 104/2017 ha l'obiettivo di intradurre tempi certi e perentori per il rilascio del parere, la razionalizzazione di procedure e competenze e la riorganizzazione degli organi preposti. Il decreto conferma inditre l'obbligo di Valutazione di Impatto Sanftario (VIS - già introdotto con il Collegato ambientale nel 2016] per il proponente nell'ambito VIA per le raffinerie, gli-impianti di gassificazione e liguefazione, le centrali termiche e gli altri impianti di combustione con potenza termica superiore a 300 MW. L'adozione delle migliori tecnologie disponibili, l'applicazione di pratiche operative sempre più rigorose e stringenti, in termini di prevenzione e ziduzione dell'inquinamento, e la corretta gestione dei rifiuti prodotti consentano poi di gestire in mado efficiente l'attività industriale durante la fase operativa e di perseguire un controllo etevato di tutti i rilasci in funzione delle peculiarità impiantistiche e territoriali, in-portante segnatare per le attività di esplorazione e

produzione di idrocatburi, il proseguire ento delle attività da parte della Commissione Europea per la stesura del nuovo Bref Hydrocarbon con la scopo di colenare le carenze di informazioni dispentbili sulle BAT impiegate in Europa per le attività upstream e la luro applicabilità, nonché di individuare le attività suscettibili di produrre gli effetti ambientali più critici utilizzando tecniche di valutazione del rischio [Best Availab'e Risk Managoment techniques, o BARM).

Negli ultimi anni i princlpali siti Eni in Italia sono stati dotati di sistemi informatici per la gestione dei rifiuti, al fine di migliorare la tracciabilità e il controllo delle operazioni e quindi ridurre il sischia di vinlazioni della norme; in tale ambito, nel 2017, Eni è stata la prima società in Italia a interfacciare il proprio software per la gestione dei rifiuti son la banca dati dell'Aibo Nazionale Gestori Ambientali. Tali sistemi inoltre facititano l'individuazione delle sofuzioni di smaltimento/recupero più appropriate, nel rispetto della gerarchia stobilità dalla Direttiva 2006/98/CE.

Il Parlamento Europen ed il Consiglio hanno approvato le qualtro direttive afferenti al Pacchetto Economia Circalare dolla Commissione Europea, che effettuano una revisione delle attuali normative comunitane in materia di rifiuti, discanche, imballaggi e rifiuti da imballaggio, rifiuti da apparecchiature clectriche ed efettraniche e veicoli a fine vita. Le dette direttive dovranno essere recepite entro il Sluglio 2020 nell'ordinamento degli Stati membri.

In Italia è intervenuta la soppressione del Sistema Informatico per la Tracciabilità dei Rifiuti (SISTRI), disposta dal DL 135/2018, cul farà seguito la definizione di un nuovo sistema, già previsto dall'art, 134-bis del D.Lgs. 152/2006, vulte a consentire la tenuta in modalità esclusivamente elettronico della documentazione in materia di rifjuti.

Nel 2016 l'Unione Europea ha proseguito con la realizzazione della strategia "Aria pulita in Europa". It 31 dicembre 2016 è entrata in vigore la nuova Olirettiva NEC [che stabilisce i limiti emissivi nazionali per cinque inquinanti: Siossido di zolfo, ossidi di azoto, composti oreanici volatili non metanici, ammoniaca e particolato fine) e obveva essere recepita dagli Stati mambri entro il 1ª luglio 2018, fatto salvo un periodo transitorio fino at 2019 in qui si applicheranno i vecchi limiti. Il 17 luglio 2018 seno entrate in vigose te disposizioni del 0. Lgs. 30 maggio 2018, n. 81, di recepimento della Direttiva NEC. II D.Lgs stabilisce limiti nazionali per le emissioni in atmosfera più severi per taluni inquinanti (biossido di zolfo, ossidi di azoto, comoosti arganici volatili non metanici, ammoniasa e particolato fine) in un primo step dal 2020 al 2029 e successivamente dal 2030 in avanti.

A livello della normativa nazionale e regionale si osserva sempre maggiore importanza delle emissioni adorigene. il 19 dicembre 2017 è entrato in vigore l'arc. 272-bis del D.Lgs. 152/06 Introdotto con il O.Lgs. 183/2017 di receptmento della Direttiva 2015/2193. L'art. 272bis introduce per la prima volta in TUA la tematica delle odorigene e promuove un coordinamento centrale per garantire, su basí scientifiche, chiarezza e applicazione uniforme, a livello nazionale, di criteri e procedure, volti a detinire metodi di monitoraggio, valori limite e determinazione degli impatti delle emissioni odorigene. In base all'art. 272-bis, la normativa nazionale e regionale possono prevedere misure per la prevenzione e la limitazione delle emissioni odorigene degli stabilimenti di cui al presente titolo. Inaltre l'articolo prevode

le sanzioni la caso di violazione, sforamento o, soprattutto, mancaso adempimento - arresto fino ad un anno o ammenos fino a € 10 milla.

Il Parlamento Europeo ha chiesto di estendere l'applicazione della Direttiva 2004/35/CE sul danno arobientale anche all'aria, alla fauna e alla flora (attualmente l'Italia non ha applicato la definizione estesa del danno). La normativa europea riguardante la classificazione, produzione, contmercializzazione, importazione e utilizzo degli agenti chimici definita nel Regolamento (CE) n. 1907/2006 (conosciuto come REACH, Registration, Evaluation, Authorization and Restriction of Chemicals) e nel Regalamento (CE) n. 1272/2008 [conosciuto come CLP, Classification Labeling and Packaging) ha introdotto nuovi obblighi con un notevole impatto, soprattutto organizzativo, susla gestione delle attività di Eri e in particolare nel rapporto con i clienti, i fornitori e i contrattisti. Inoftre, in caso di mancata applicazione degli adempimenti previsti, sono definite pesanti sanzioni, sia di tipo amministrativo sia penale, fino ad arrivare alla sospensione della produzione e commercializzazione.

Il 14 luglio 2015 con il D.Lgs. n. 105 è stata data attuazione alla Direttiva 2012/18/UE [SEVESO Il() relativa al controllo del pericola di incidenti rilevanti connessi con sostanze perfecolose. Altone delle novità introdotto riguardano le semplificazioni al sistema vigente, nonchè nuovi adempimenti a carlco dei gestori dei siti ad incidente rilevante; i gestori degli impianti Eni impattati hanno già predisposto quanto necessario per garantire la compliance al decreto.

Per quanto riguarda la installazioni offshore, l'analoga normativa è stata emanata con il 0.L gs. n. 145/2015, che dà attuazione alla Oirettiva 2013/3D/UE sulla sicurezza delle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi, disponendo i requisiti minimi per prevenire gli incidenti gravi e limitarne le conseguenze.

Per quanto figuarda la tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato il valore di modelli orgonizzativi e di gestione, attribuendo a questi efficacia esimente (art. 30 D.Lgs. B1/08) dalla responsabilità amministrativa dell'impresa, in caso di viglazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezzo sul luogo di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazioni che comportabo rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione in linea con i migliori standard dei mercato, La gestione operativa Eni è fondata sui principi della prevenzione, gestione e controllo dei rischi HSE. L'adozione estesa in Eni di sistemi di gestione integrati di salute, sicurezza e ambiente è rivolta ad assicurare la compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance HSE e l'efficacia delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali.

La pubblicazione delle Narme ISO 14001:2015 e 150 9001:2015 ha intradatto una maggiore focalizzazione sul rischio, sul contesto locale e su eventuali accordi volontari in materia di sostenibilità. L'impatto di tale adeguamento comporterà un miglioramento della pianificazione e dei processi di controllo. Eni si è inoltre dotata di un sistema di controllo dei rischi HSE basato sul monitoraggio periodico di indicatori HSE e su un piano strutturato di audit a copertura di tutti i siti, secondo le seguenti tipologie: [i] technical audit, volti ad accertare l'esistenza presso I sicliunità operative e sedi delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della loro corret-

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to applicazione e correnza con le normativo e gli standard adottati dalla Società; (ii) certificazioni dei sistemi di gestione (con verifiche annuali effettuate da un Ente certificatore); (iii) verifiche di conformită alle normative vigenti în materia HSE; [iv] audit finalizzati alla verifica dell'efficacia delle bastiere preventive e mitigative dei rischi di processo (upstream) e della sicurezza de processo; e [v] audit per tematiche/attività/processi specifici {es. audit a seguito di segnalazioni, infortuni o incidenti). Nel settore della sicurezza di processo Eni ha sviluppato ed imptementato un sistema di gestione specifico basato su best practice internazionali. La nuova Norma ISO 45001 pone l'accento sull'importanza della segnalazione cominua, nell'ambito della attività quotidiana, di eventuali rilievi per rasforzare Je performance del sistema ed identificare rischi emergenti nell'ottica della prevenzione.

Le eventuali emergenze operative che possono avere impatto su asset, persono e ambiente sono gestito dalle unità di business a livello di sito con una propria organizzazione che predispone, per clascun possibile scenario, un piano di risposta in cui sono definiti ruoli e risorse deputate all'attuazione. In caso di emergenze di maggiore rilievo, i siti di Eni sono coadiuvati dall'Unità di Crisi Eni che supporta le unità di business e le società nella gestione dell'evento, attraverso un team specialistico che ha il compito di coordinare l'apporto di risorse, mezzi e attrezzature interne ed esterne ad Eni.

Eni è impegnata quotidianamente nella gestione dei rischi derivanti dagli oil spill sia operativi che effractivi, sia all'estero che in Italia. Una situazione di particolare rilievo si osserva in Nigeria dove seno frequenti fenomeni di sabataggio sugli oleodotti e dove si ripartano gli spifl operativi. Andrà posta attenzione preventiva all'eventuale evoluzione del fenomeno effrattivo anche in Egitto (Agiba) facendo riferimento alle esperienze acquisite in Italia e in Nigeria, La società ha intrapresa importanti passi per contrastaze e ridurre il fenomeno "bil theft", ma anche per presidiare in generale gli asset societari. In particolare si sono intraprese azioni dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostituzione pipeline e/o serbatai e incremento della sorveglianza] e sono in corso i progetti come IDEAS (Innovative Drones for Asset Integrity, Environment, Safety) e BEC Sesam (mappe di sensitività ambientale come parte dell'Oil Spill Contingency Plan] af fine di individuare le aree maggiormente critiche.

Anche in Italia si registrano effrazioni sulla rete, progressivamente contrastate attraverso l'instalfazione a tappeto del dispositivo proprietario e VPMS (Eni vibroacustic pipetine monitoring system]. In tal senso sono stati sperimentati posicivamprite sistemi che permettono il monitoraggio da vemoto delle condotte per aumentare l'accuratezza della localizzazione degli spil a di conseguenza, favorire la tempestività e la qualità degli intervent di contenimento e di riparazione (Progetto "Sistema di supporio alla gestione emergenze per spili da effrazioni" ]. In fase di (icho sulle stesse tematiche è anche l'applicazione di tecnologie di videosorveglianza evoluta.

È prevista inoltre l'installazione su due oleodotti pinta dell'upgrade del sistema e-VPMS alla versione e-VPMS-TPI (Third Party Introsion ) atto a filovare le attività sospette in prossimità della condotta [scavi, veicoli, ecc.) prima della effrazione vera e propria della condotta. Qapo un periodo adeguatamente lungo di prova e di tuning dei due

piloti si potrà capire se l'analisi costilbenetici è favorevole all'estensione dell'upgrade a tutti gli oleodotti di prodotti finiti. In parallelo con la R&D si lavorerà anche sulla sperimentazione/applicazione di tecniche sostenibili per la ricostruzione degli impatti dell'evento con il beneficio atteso di migliorare la rapidità, qualità e l'efficacia dell'intervento e della sorveglianza.

In aggiunta al sistema di gestione, monitoraggio e risposta al nischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tramite la partecipazione alla mutua Dif Insurance Limited e altri partner assicurativi per limitare i possibili effetti economici derivanti dai danni provocati a terzi, alle proprietà industriali e da resoonsabilità di bonifica e ripulitura dell'ambiente in caso di incidente. L'ammontare coperto varia in base alla tipologia dell'evento e rappresenta una quota significativa della capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento. In particolare, la responsabilità finanziaria di Eni di risarcire il donno cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di petrollo è coperta da una protezione assipurativa capace di indennizzare lino a un massimo di \$1,4 militardi per incidenti nell'onshore (le raffinerie) e \$1,2 milliardi per l'offshore. A queste ultime si aggiungono polizze assicurative che coprono lo respensabilità del proprietazio, dell'operatore e del noleggiatore di mezzi navali in base ai seguenti massimali: \$ 1.250 milioni per le responsabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e nel caso di nofeggio di time charter e di \$1 mifiardo delle FPSD utilizzate dal settore Exploration & Production nello sviluppo di giacimenti offshore. Si evidenzia inoltre che in occasione di particolari progetti, valutata la complessità industriale e altri fattori esterni, il management attiva coperture assicurative ad hoc, in oggiunta alla coperture standard di portafaglio.

A seguito dell'incidente di Macondo, verificatosi nel 2010 nel Golfo del Messico, il Governo statunitense e i Governi di altri Paesi hanno adottato regolamentazioni più stringenti in tema di attività di ricerca ed estrazione di idrocarburi, Gli Stati Uniti prevedano un Sistema di Gestione Ambientale [SEMS] obbligatorio per tutti i gestori; l'industria ha istituito il centro per la sicurezza in mare aperto a Houston per sostenere la verifica delle pratiche di SEMS. La Direttiva Europea 2013/30/UE detta i orincipi generali di gestione del rischio nelle operazioni in mare nel settore degli idrocarburi al fine di prevenire incidenti gravi e viene enfatizzata, ai fini del rilascio o trasferimento di una ticenza per ogerazioni in mare, la necessità di avere cooacità tecniche, finanziarie ed economiche per l'avvio e prosieguo di tutte le misure necessarie per una risposta efficace alle emergenze.

Al fine di garantire la massima sicurezza delle proprie operazioni nel Golfo, Eni ha aderito al consorzio guidato dalla società Helix che ha partecipato alle operazioni di contenimento del pozzo Macondo. Il sistema denominato Helix Fast Response System (HFRS) effettua le operazioni di contenimento softomarino dei pozzi in eruzione, l'evecuazione in superficie degli idrocarburi e il foro stivaggio e trasporto alla costa. Eni ha partecipato attivamente ai Joint Industry Project, promossi da OGP e IPIECA, in collaborazione con altre oil companies e tontinua nei gruppi lavoro e nelle relative iniziative globali (rinnovato impegno in Oil Spill Workinh Gruppe GI-WACAF - Global Initiative for West, Central and Southern Africa e l'OSPRI Qil Spill Preparedness Regional Initiative). Eni ha înoftre

sviluppato tecnalogio proprietarie, volte sia a ridurre il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di eventurale olio sversato a mare; ad esempia il progetto di ricerco dispositivo CUBE {Contajnment of Underwater Blow Out Events) provvederà a validare e industrializzare un dispositivo per separare gas e olio dall'acqua, in prossimità della testa pozzo sottomarina così come il progetto Blow Stop sviluppa una tecnologia innovativa per bloccare al fondo la fuoriuscita di fluidi di giacimento.

RISCHI E INCERTEZZE ASSOCIATI CON IL QUADRO COMPETITIVO DEL SETTORE EUROPEO DEL GAS

I prezzi spot del gas in Europa hanno registrato una fipresa nel corso del 2018 per effetto dell'allentamento dell'oversupply dovuto al phaso-our di capacità di generazione di energia elettrica alimentata a carbone, alla riduzione del contributo del nocleare, al crescente assorbimento di offerta di GNI, da parte della Cina e dal rallentamento delle FID relative ai progetti GML durante il downtern del settore petrolifero. Toli driver hanno consentito il recupero di redditività del settore Gas & Power di Eni nell'esercizio. A medio termine, in un contesto di sostanziale stabilità della domanda europea e dell'Italia sui livelli del 2018, il management prevede la permanere di un contesto competitivo sfidante dovuto alla volatilità dell'indicatore di redditività delle vendite, dato dalla spread tra quetazioni spot presso gli hub europei, alle quali è indicizzato la maggior parte del gas approvvigionato, e il prezzo spot all'hub virtuale italiano (PSV), principale riferimento dei prezzi di vendita Eni, nonché l'ingresso di nuove route d'importazione (ad es. il gasdotto TAP) e la continua crescita delle rinnovabili. Il portafoglio di approvvigionamento di gas di Eni è composto principalmente da contratti di lungo termino con clausola di take-or-pay che espongono il compratore sia al rischio prezzo, nel caso in cui le formule di acquisto non siano allineate con i prezzi prevalenti nei mercati spot continentali, sia al rischio volume nel caso di saturazione del mercato per effetto della clausola di take-or-pau (v. paragrafo successivo sui rischi dei contratti di take-or-pau].

Net prossimo quadrionnio il management continuerà nella strategia di rinegoziare i contratti di approvvigionamento fong-term con l'abiettivo di allineare costontemente il costo del gas afle condizioni di mercato e di ridurre i vincoli di prelievo. Tale strategia si inquadra nel contesto di complesse relazioni contrattuali con i fornitori long-term di gas, a quali possono avanzare claim di revisione al rialzo dei costi di approvvigionamento in base alla loro view di mercato nonché di ripartizione di altri oneri contrattuali, quali la logistica.

L'esito delle rinegoziazioni in corso è incerto In refazione, sia all'entità dei benefici economici, sia al timing di rifevazione a conto economico. Inottre, in caso di mancato accordo tra le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità, per ciascuna controparte, di ricorrere all'arbitrato per la definizione delle controversie commerciali; questo rende maggionnente incerto l'esito delle stesse. Analogite considerazioni valgono per i contratti di vendita con riferimento af quali sono in corso a si prevedono rinagoziazioni per allineare il prezzo di vendita e le altre condizioni di fornitura al mercato.

Il management non può escludere un esito sfavorevole delle rinegoziazioni o di eventuali procedimenti arbitrali relativi ai contratti gas long-term con possibili effetti negativi sulla redditività e sulla generazione di cassa del business wholesale gas.

I trond negativi in atto nel quadro competitivo del settore gas tappresentano un fattore di rischio nell'adempimento dogli obbligh1 previsti del contratti di acquisto take-or-pay

Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio-lungo termine, a sostegno dei proprammi di vendita, contribuendo alla sicurezza di aoprovvigionamento del mercato europeo in penerale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato contratti di acquisto di lungo termine con l'onincipali Paesi croduttori che 31fomiscono il sistema europeo. Tali contracti di approvvigionamento prevedono la clausota di take-or-oay in base alla quale l'acquirente è obbligato a papare al prezzo contrattuale, o a una frazione di questo, la quantità minima di eas prevista dal contratto, anche se non ritlirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni cuntrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato a un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrispesto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo (e conseguentemente anche a un'opportunità), sia a un rischio volume. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Enf si è assicurata l'accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo.

In tale scenario, il management è impegnato nolla rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay e l'associato rischio finanziano. Grazie agli esiti delle rinegoziazioni e delle azioni eseguite. Eni è stata in grado di recuperare una parte significativa dei volumi di gas prepagati nei corso del downtura del settore gas a causa dell'obbligo take-or-pay, riducendo l'ammontare del deferred cost iscritto all'altivo patrimoniale da un massimo di €2,4 miliardi a fine 2012 a €33 milioni alla data della presente Relazione Finanziaria Annuale

Il management ritiene che i volumi di gas prepagati residui saranno completamente ritirati entro l'orizzonte di piano, nel rispetto dei termini contrattuali con il conseguente recupero dell'anticipo corrisposto.

Rischi connessi con la regolamentazione dei settore del gas e dell'anergia elettrica in italia

L'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARESA), in virtu della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi defigas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni taziffarie stabilite dalla stessa Autorità (cosiddetti clienti tutelati).

Le decisioni dell'Autorità in tale materia possono limitare la capacità degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo della materia prima nel prezzo finale o limitare il riconoscimento dei costi e rischi tipici dell'attività commerciale con i clienti tutelati.

I clienti che hanno diritto al servizio di tutela gas sono i clienti domestici e i condomini con uso domestica con consumi non superiori a 200.000 standard metri cubi [Smc]/annui. Nel 2013 l'Autorità ha riformato la struttura delle fariffe gas ai clienti tutelati del segmento clvile con il passaggio all'indicizzazione hub della componente a copertura del costo della materia prima - quotazioni forward rillevate presso l'hub olandese TIF - in luogo della precedente, prevalentemente oil-linked, in un contesto di mercato che vedeva quorazioni

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hub def gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all'olio, introducendo strumenti di incentivazione agli operatori per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine. L'Indicizzazione al TTF per i clienti tutelati è per ora confermata, montre un fattore di rischio è relativo all'incremento della pressione competitiva generato dal superamento delle tariffe di tutela gas e power, La Legge 4 agosto 2017, n. 124, "Legge annuate per il mercsto e la

concorrenza" aveva fissato la fine della tutela di prezzo dell'Autorità al 1º luglio 2019 per i settori dell'energia elettrica (per i clienti dumestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione) e del gas naturale (per i clienti domestici come sopra definiti). La legge di conversione del Decreto Legge n. 91/2018 (cd. Milleproroghe) - Legge 108 del 21 settembre 2018 - ha rinviato questa scadenza al £ª luglio 2020. Dal 1ª luglio 2020, quíndì, i servizi di tutela di prezzo non saranno più disponibili. In vista di questo obiettivo sono state introdotte misure per accompognare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati sugporti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità delle offerte di mercato fra gli operatori. A lal fina l'ARERA ha previsto che gli operatori, in aggiunta alle loro offerte di mercato, forniscano ai chienti, a decorrere da marzo 2018, anche una proposta a prezzo variabile e una a prezzo fisso per gas ed elettricità a prezzo libero ma a condizioni contrattuali comparabili regolate da ANERA (offerte "PLACET").

Nell'ambito della tariffe di trasporto gas, sono in carso sviluppi delfa regolozione in ttalia, dal momento che l'Autovità di regolazione ha avviato nel 2017 un processo di revisione dei criteri di determinazione di tali tariffe e di recupero dei costi dei trasportatori, che è ormai prossimo alla conclusione. Saranna ridefiniti i criteri e le metodologie di determinazione delle tariffe di trasporto e di recupero dei costi dei trasportatori per il prossimo periodo di regolazione [ 2020-2023]: gli impatti per Eni di tale evoluzione andranno considerati alla lucc delle sinegoziaziona dei contratti di approvvigionamento lone-term e dal fatto che, copo il 2019, vengono meno gli attuali contratti pluriennali ship-or-pay sufle capacità di entry nel sistema naziònale, mentre, per effetto di un recente provvedimento dell'Autorità di regolazione, è glà in essere la possibilità, a decorrere dall'anno termico 2017-2018, di differire nel tempo, cotro i tre anni successivi alla scadenza contrattuale, l'utilizzo delle capacità di trasporto piutiennali contrattualizzate in corrispondenza degli stessi punti di entry [ed. "reshuffling"}, con effetti economici positivi sulle capacità in precedenza solo parzialmente utilizzate.

Per quanto riguarda il settore efettrico, sono in atto significative evoluzioni della regolamentazione, che possono rappresentare fattori di rischio per il business: tra queste, vale la pena di neodare il processo di definizione e di implementazione di un mercato della capacità elettrica [cd. "Capacity Market", che in funzione ag disegno finale del meccanismo potrebbe anche determinare im patti positivi sul risultati, anche se permane incertezza sui fempi di implementazione del meccanismo) e riforme dei meccanismi di mercato conseguenti a necassità di adeguamento alle normative comunitarie [introduzione di prezzi negativi, riforma dei meccanismi di determinazione dei prezzi di sbilanciamento, ulteriore integrazione transfrontaliera dei mercati nazionali sia dell'energia che dei servizi di rete).

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COINVOLGIMENTO IN PROCEDIMENTI LEGALI E INDAGINI ANTI-CORRUZIONE

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni fegali coflegati al normale svolgimento delle sue attività. Gitre al fondo rischi per contenziosi stanziato in bilancio, è possibile che in futuro Eni possa sostenere altre passività, anche significative, in aggiunta agli ammontari già stanziati in bilancio per contenziosi logali a causa di: [i] incertezza rispetto all'esito finale di clascun procedimento; (ii) il verificarsi di ulteriori sviluppi che il management potrebbe non aver preso in considerazione al momento della valutazione del probabile esito del contenzioso sulla cui base fu fatto l'accantonamento al fonda rischi nel più recente reporting period: (iii) l'emergere di nuave evidenze e informazioni; e (iv) inaccuratezza delle stime degli accantonamenti dovuta al complesso processo di determinazione che comporta giudizi soggettivi da parte del management. Alcuni procedimenti legali in cui Eni o le sue controllate sono coinvolte riguardano la presunta violazione di leggi e regolamenti anti-corruzione nonché violazioni del Codice Etico. Violazioni del Codice Etico, di leggi e reggiamenti, incluse le norme in materia di anti-corruzione, da parte di Eni, dei suoi partner commerciali, agenti o altri soggetti che agiscono in suo nonne o per sua conto, possano esporse Eni e i suoi dipendenti al rischia di sanzioni penali e civili che potrebbero danneggiare la reputazione della Società e il valore per gli azionisti.

RISCHIO CLIMATE CHANGE

Il tema del cambiamento cfimatico comporta per un'azienda come Eni, che ricerca, sviluppa e commercializza idrocarburi, rischi operativi e finanziazi a breve, medio e lungo termine. Tali rischi, in analogia con la rappresentazione TCFO, sono analizzati, valutati e gestiti da Eni considerando cinque driver di riferimento, relativi sia ad aspetti connessi alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa e fecnologica, tematiche reputazionali] sia ad aspetti fisici {fenomeni meteoclimatici estremi/cronici].

In particolare nel breve-medio termine i rischi più significativi siguardano gli aspetti normativi: il management prevede un Incremento dei costi operativi e d'investimento in ottemperanza a leggi sempre più severe in campo ambientale, finalizzate a ridusre la emissioni di gos a effetto serra (GHG), considerate dalla comunità scientifica la principale causa del cambiamento climatico,

Nel medio-lungo termine, i driver tecnologici e di scenario assumeranno rilevanza: è realistico aspettarsi che provvedimenti normativi su larga scala in tema di riduzione delle emissioni, accompagnati da breakthrough techologici, comportino modifiche strutturali nel mix energetico globale e modifiche nell'ambiente operativo.

A questi si aggiungono i rischi fislci e reputazionali connessi al cambiamento climatico, i quafi possono determinare interruzioni delle operazioni industriali e ricadute sulla percezione degli stakeholder. Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere conseguenze negative rifevanti per il business e le prospettive di Eni, i risultati econamico-finanziari e i ritorni per l'azionista.

Per quanto riguarda il driver normativo, la probabile adozione in futuro di strumenti normativi e di nuove leggi a livello locale, regionale, statale o nella forma di accordi inter-governativi a livello globale, aventi l'obiettivo di contenere le emissioni di gas a effetto serra (GHG) avranno una ricaduta negativa sul consumo di combustibili fossifi, Tra questi provvedimenti nentrano i meccanismi fiscali di carban pricing, già adottati in alcuni Paesi/zone di libero scambio1, considerati una soluzione efficace dal punto di vista economico ai fini del cantenimento delle emissioni ai CO, minimizzando il costo per la collettività. È ipotizzabile un'adozione su larga scala del meccanismo del carbon pricing, con la conseguenza che una quota crescente delle emissioni di GHG di Eni sarà sottoposto a tale regolamentazione. Attualmente circa la metà delle emissioni dirette di GHG di Eni sono assoggettate al regime di Emission Trading Scheme (ETS) europen che prevede, a carico dell'impresa, l'onere per l'acquisto di certificati di emissione nell'open market, una volta superato il limite dell'assegnazione gratuita di quote stabilita su base regolatoria. Nel 2018 Eni ho registrato un defleit di quote pari a circa 12,7 milioni di tonnellate di CO2. In alcuni ambiti operativi l'Azienda è soggetta a verl e propri meccanismi di carbun tax [es. Norvegja]. È ipotlazabile che a medio termine tali costi di compliance aumentino in misura sigraificativa. I governi potrebbero adottare ulteriori misure normative che impongano alle imprese di dotarsi di sistemi di riduzione delle emissioni dirette con conseguente aumento dei costi operativi e degli investimenti di compliance. Ad esempio nel settore upstream, i governi potrebbero introdurre misure normative per la riduzione delle emissioni fuggitive di metano o imporre l'azzeramento del gas bruciato in fiaccola o disperso in atmosfera [gas flaring o venting]; questa comporterebbe maggiori investimenti e maggiori casti dei progetti upstraam. Tali oneri potrebbero essere attenuati in prospectiva dai benefici che la compagnia prevede di ottenere dalle iniziative pianificate, finalizzate a rendere più sostenibile il proprio modello di business, quali ad esempio i progetti di azzeramento del Naring gas da processo, il piano volontario di azzeramento al 2025 delle emisssioni fuggitiva di metano e altre iniziative di carbon management per la cui descrizione, compresi i target identificati, si rinvia al paragrafo "Percorso di Decarbonizzazione" della sezione "Dichiarazione comsolidata di carattere non finanziario" [DNF].

Nel lungo termino è prevedibile che la domanda di idrocarburi possa essere impattata negativamente dall'adozione di politiche ambientali sempre più severe per il contenimento delle emissioni di GHG a livello regionale, nazionale e internazionale (comprese nuove politiche di assegnazione di concessioni e permessi per lo svolgimento delle attività upstream] e da breakthrough tecnologici quali quelli nel campo della produzione e stoccaggio delle energie rinnovabill o nell'efficienza dei veiculi eletrrici (EV - electric vehicles). Poiché il business upstream, elemento principale di creazione di valore di Esii, dipende dal livello globale della domanda di idrocarburi, ciò patrebbe comportare conseguenze negative rilevanti sui risultati, la liquidità e le prospettive di business della Società, compreso l'andamento del titolo,

Per quanto riguarda il rischio fisico, questo è legato al verificazi di fenomeni acuti, come gli eventi metereologici estremi, quali uragani, inondazioni, monsoni, la cui crescente frequenza e intensità

⁽¹⁾ Altalinente i sistemi di takin giblica i propozica il 15% delle emission i rondialia GMG Con lingesto bella Cita nal (20%) beconfusile dueste alle al 20% l

è correlata da parte della comunità scientifica al fenomeno di surnscaldamento globale. Tali eventi potrebbero causare interruzioni delle nostre attività con perdita di output, di ricavi e danni rilevanti alle proprietà. Questi rischi si sono verificati nel recente passato e con tutta probabilità continueranno a verificarsi nel futuro. Inoltre, fenomeni metereologici estremi prolungati nel tempo potrebbero causare il rischio sistemico di contrazione del PIL mondiale con ricadute dirette sulla domanda energetica. In funzione della localizzazione geografica, eventi metereologici estremi possono comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita di risultato e cash flow e incremento dei costi di ripristino e manutenzione.

lafine, il rischio reputazionale è legato alla percezione, da parte delle istituzioni e della comunità civile, che la società petrolifere siano i principali responsabili del cambiamento climatico a causa delle emissioni indirette dovute alla combustione dei prodotti petroliferi da parte dei consumatori finali. Questo potrebbe comportare una minore attrattività delle azioni Eni, considerato che ormai la generalità degli investitori professionali e non, valuta il rischio climatico nelle progrie decisioni di investimento.

Infine alcuni governi e regolatori hanno avviato azioni legali nei confronti delle compagnie petrolifere, tra cui Eni, reclamando la loro responsabilità per i costi connessi al climate change. In caso di soccombenza si potrebbero avere offecti significativi nei risultati. Il cast: flow e le prospettive.

Per quanto riguarda le emissioni dirette di GHG di Eni la fonte più significativa è rappresentata dal business upstream a causa di:

• attività di perforazione;
• gas flaring a venting:
• fuggitive e perdite di metano;
• perdite nella liquefazione;
• modifiche dell'ecosistema derivanti dalle operazioni di produzione fad esempio disboscamenti),
• · complessità della produzione e dei processi.

Gli altri business Eni, concentrati principalmente in Evropa, fanno parte del sistema ETS europeo. Il business R&M ha convertito un terzo delle raffinerie tradizionali in bioraffinatie in grado di produrre fuoi di qualità a partire da feedstock rinnovabili. Le altre raffinerie Eni hanno un valore di libro marginale rispetto al totale dell'attivo fisso di Eni e sostengono correntemente costi elevati per il controllo e la riduzione della emissioni. È prevedibile che uno scenario low carbon possa sostenere la redditività dei biocarburanti; tuttavia il management dovrà considerare l'evoluzione delle normative in materia, tra cui la nuova direttiva sulle coergie rinnovabili (RED Il che entrerà in viegre dal 2021), che definirà i feedstock che potranno essere utilizzaci per produrre biocarburanti, privilegiando progressivamente guelti pon in competizione con la fillera alimentare. (Jo potrebbe comportare il phase-sut dell'olio di palma, che ad oggi alimenta le bioraffinerie Eni, con la necessità di sostenere eventuali costi di adeguamento impiantistico.

Analoghe considerazioni valgano per il business della Chimica che sta attuando un piano di conversione di una parte dei propri sitt per la produzione di materie plastiche e specialties a partire da feedstock vegetali.

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L'auspicato processo di sostituzione del carbone con il gas naturale nella produzione di energia elettrica dovrebbe infine sostenere la redditività del settore G&P di Eni grazie all'ampia disponibilità di gas e GNL, assicurati dai contratti di approvvigionamento long-rerm e dalle produzioni equity provenienti dai grandi long-life projects E&P in Mozambico e in Egitto, nonché alla significativa presenza nel settore della generazione di energia elettrica da gas,

La strategia di risposta Eni ai rischi connessi al climate change è acticotata su più linee d'azione:

• aumentare l'incidenza delle riserve gas suf totale delle riserve d'idrucarburi in portatoglio;
• miglioramento continuo dell'effüclenza energetica nelle operations e riduzione delle emissioni dirette di GHG che faranno leva sulla sviluppo di progetti di riforestazione e di tutela delle foreste;
• sviluppo per linee arganiclie e in sinergia con gli asset esistenti del business delle rimnovabili;
• sviluppo dell'economia circolare con l'ottica di valorizzare i rifiuti e recuperare siti dismessi.

Tale strategia è stata disegnata dal Consiglio di Amministrazione della Società. Per maggioni informazioni sulla strategia Eni di adattamento allo scenario low carbon, dei processi interni di governance e risk management nonché le assunzioni di scenario si rinvità al capitolo dedicato all'interno della sezione "Qichiarazione consolidata di carattere non finanziario".

Il management Eni ritfene che l'Implementazione di tali direttrici potrà aumentare la resilienza dell'Azienda e la sua capacità di adattamento al futuro scenario low carbon, riducendo i prevedibili maggiori costi della comptiance, il rischio di riserve "stranded"3, nonché cogliere la opportunità connesse alla prevedibile crescita del gas naturale e delle rinnovabili.

La gestione del rischio climate change comprende la regalare review del portfolio di asset e di nuovi investimenti OJI & Gas di Eni al fine di identificare e valutare i potenziali rischi emergenti connessi ai camblamenti nei regimi regolatori in materia di emissioni e alfe condizio ni fisiche di conduzione delle aperations.

La redditività dei principali nuovi progetti d'investimanto, sta a una sensitivity al carbon pricing utilizzando due set difassion zioni: [i] sconario prezzi idroca:buri e costo CO, dl Eni; (ii) asstinzio ni di prezzo degli jorocarburi e costo CO, utilizzati nello scenado FEA SOS, L'analisi condotta a fine 2018 ha evidenziato effetti mafginal sui tassi interni di rendimento del portafoglio progetti Eni.

La resilienza del portafoglio è valutata sulla base dello scefario IEA SDS in quanto elaborato con la finalità di fornire ulo benthmark ai fini della misurazione del progresso verso un futuro energetico più

(?) Stranded resses est con dicialo bredieven a relative a prodotti a rischio assistazione, quindicon domanda doclinante

sostenibile. Lo scenario IEA SDS disegna un percorso di decarbonizzazione coerente con gli obiettivi di Parigii di contenere l'incremento della temperatura media globale ben al di sotto del 2 °C al di sopra dei livelli pre-industriali e che traguarda il conseguimento dell'accesso universale all'energia nel 2030 e una forte attenuazione degli effetti negativi connessi all'inquinamento atmosferico entro il 2040.

Nello scenazio IEA SDS, che prevede che la domanda di petrollo raggiunga un picco intomo al 2020, i prezzi di liguidi e gas sono superiori rispetto allo scenario Eni. Il prezzo della CC, registra un trend in forte crescita atto a favorire la penetrazione delle tecnologie low carbon e in termini reali al 2040 arriva fino a 140\$/t, attestandosi nel medio lungo su livelli superiori alle assunzioni Eni.

Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività poottando lo scenario IEA 505 la tenuta dei valore di libro di tutte le CGU del settore E&P soggette a impairment rest ai sensi dello IAS 30, Tale stress test evidenzia la tenuta dei valori di libro degli asset Eni e nessun impatto sul fair value.

Nell'ottobre 2016 l'Intergovernmental Panel on Climate Change [IPCC] ha affermato in una nuova ricerca che ai fini di contenere illanalzamento della temperatura causata dal surriscaldamento globale entro il limite di 1,5 %, l'economia mondiale dovrebbe intraprendere azioni su larga scala e una compfessa trasformazione. Eni riconosce che la risposta a tale sfida richiederà nei prussimi decenni un'accelerszione nei tempi e un ampliamento nella postata dei cambiamenti previsti dall'Accordo di Parigi. Attualmente, tale scenario attende ancora di essere declinato in un set cocrente di previsioni operative e di pricing degli idrocarburi, che una volta rese disponibili dallo stesso IPCC o da altre fonti saranno oggetto di attenta considerazione da parte di Eni al fine di adeguare i modelli e le metadogie di elaborazione degli stress-test.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Per le principali evoluzioni di business ed economico-finanziarie si rimia al capitolo Scenario e Strategia.

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DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO ai sensi del D.Lgs. 254/2016

Introduzione

La Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziano (DNE) 2018 di Eni è articolata secondo le tre leve del proprio modello di business integrato [Percorso di decarbonizzazione, Modello per l'eccellenza operativa e Promozione della sviluppo locale ) il cui abiettivo è la creazione di valore di lungo termine per gli stakeholder, coniugando solidità finacziaria con sostenzbilità sociale e amblentele. La DNF fornisce un'informativa integrata sulfe tematiche richieste dal 0.Lgs. 254/2016, anche trasnite if sinvio ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione o alla Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari, qualora le informazioni siano già in essi contenute o per uneriori approfondimenti. In parscolare all'intemo della Relazione sulla Gestione sono descritti:

• il modetto di business e la Governance di Eni:

· fa gestione der rischi nei paragrafi: [i]"Risk Management Integrato" che descrive il modello di Risk Management Integrato [RMI] di Eni, i livelli di controllo, il processo - che integra anche le tematiche di sostenibilità in e la reladiva governance, e le principali attività del 2018; [ii] "Obiettivi, rischi e azioni di trattamento" che riporta i Top Risk e le principali azioni di mitigazione; (iii) "Fattori di rischio e incertezza" In cui sono dettagliati i principali rischi non finanziari, i possibili impatti e le azioni di trattamento.

All'interno della ONF sono invece dettagliate:

le politiche aziendali nel paragrato "Principali strumenti normacivi e di indizizzo sui temi del B.Lgs. 254/2016". Eni ha un sistema normativo composto da strumenti di Indirizzo, conninamento e controllo (Policy e Management Sustern Guideline - MSG) e da strumenti che definiscono le modalità operative (procedure e istruzioni operative). Le Poficia approvate dai Colo, detiniscono i principi e le regole generali di comportamento inderogabili che devono ispirare le attività svolte da Eni. Le MSG, invese, rappresentano le linee guida comuni a tutte le realtà Eni per la gescione dei processi operativi, di supporto al business e dei processi trasversali di compliance e di governance ed includino aspetti di sostenibilità;

• le principali caratteristiche dei "Modelli di gestione e organizzazione di Eni" per i seguenti temi: ambiente, clima, persone, salute e sicurezza, difitti ureani, fomitori, trasparenza e fatta alla corruzione, comunità locali, innovazione e digitalizzazione:
• la strategia sui temi trattati, le inizionive più rilevanti dell'anno nonche le principali performance con relativi commenti. I contenuti del capitolo *Percorso di decorbonizzazione sono stati organizzati sulta base delle raccomandazioni voluntarie della Task Force on Clima-

re-related Financial Disctosures (TCPU) del Financial Stability Board. Infine è stato incluso nei vari capitoli il riferimento al principali Sustainable Development Goof [50Gs] delle Nazioni Unite. L'agenda 2030 per lo Sviluppo Sostenibile delle Nazioni Unite, presentata a settembre 2015, identifica i 17 50Gs che rappresentano obiettivi comuni di sviluppo sostenibile sulle complesse sfide sociali attuali. Tali obiettivi costituiscono un riferimento impartante per la comunità intemazionale e per Eni nel condurre le proprie attività nel Paesi in cui opera.

fo continuità con gli scorsi anni, Eni pubblicherà in occasione dell'Assemblea degli azionisti anche il Report di sostenibilità (Eni Fer) che continuerà ad essere il documento divulgativo di carattere volontario redatto secondo gli standard GRI è dotato di una propria limited assurance. Di seguito una tobella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti infarmativi richiesti dal Decreto e il relativo posizionamento all'interno della GNE, della Relazione sulla Gestione o della Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari.

AMBITI DEI. D.LGS. 254. 2016	PARAGRAFI CONTENUTI NELLA DHF	TEMI E APPROFONDINENTI NELLA RFA E NELLA RELAZIONE SUL GOVERNO SOCIETARIO E GLI ASSELLI PROPRIEZARI
MODELLO DI GESTIONE AZIENDALE E GOVERNANCE Art. 3.1, commo a)	· Modelli di gestione e organizzazione di Eni, pag, 113 · Percerso di decaroonizzazione, pag. 114-117 · Modello per feccellenza operativa, pag. 118-128 · Profoczione dello sviluppo lacale: modello di cooperazione, pag. 128-129 · femi materiall di sostenibilità, pag. 130	F-1-3	o Madella di business, pag. 4 o Approccio responsabile e sostenibile, prag. 5 Gavemance, pag. 24-29 O Attività di Blakshoiser Bagagement, pag. 14-15
		2016	· Approccio responsabile e sostenibile, pag. 8-10 · Modello di Corporato Sovernance, pag, 11-13 · Consiglio di Amministrazione: Composizione, pag. 35-40 e Formazione del Consiglio di Amministrazione, pag, 55 : Comitati del Consiglio, pag. 55-64 : Collegio Sindacate, pag. 64-72 · Modello 231, pag. 101-102
POLITICHE Art. 3.1, commo b)	· Frincapali strumenti normativi e di indirizzo sui temi del 0.Lgs. 254/2015, 77 Bed	ROO	- Il Sistema Normaniwa di Eni, pag. B7-100
MODELLO DI GESTIONE DEI RISCHI Art. 3.1, commo c }	· Perceso di Decommanasiasione, pag. 114-117 » Alle » · Persone, pag. 118-120 151 · Red ezzeanons · · Rispetto per l'ambiente, pag. 122-124 · Diritti Unani, pag. 124-126 · Trasparenza e lotto alla comuzione, pag. 127-128		O I Modello (if if Misk Management Integrato, pag. 20: Il processo di Risk Managament Integrato, pag. 21; Oblettivi, rischi e azioni di trattamento, pag. 22-23; Fattori di rischio e incertezza, pag. 94-10B

Billersmonily Shoughts TEMI E APPROFORDIMENTI NELLA RFA E NELLA Alenting AMBITI DEL PARAGRAFI CONTENUTI RELAZIONE SUL GOVERNO SOCIETARIO E GIJI AN D.LGS. 2541/2016 NELLA DNR ASSETTI PROPRIETARI ् PERCORSON DECARBONIZZAZIONE · Principali strumenti non mativi e di Indirizzo · · Risk Management Integrato, pag. 20-23; Rischi CAMBIAMENTO operation e connessi rischi in materia HSE, sui temi del 0,Lgs. 254/2016, pag. 112 CLIMATICO pag. 99-204; Rischio climate change, pag. 106-103 Art. 3.2. commo a) · Modelli di gestione e organizzazione di Eni, o Sconarlo e strategia, pag. 16-19 Art. 3.2.commobil pag 113 · Percorso di decorbonizzazione [gryernance, risk management, strategia Approccio responsabile e sostenitatie, pag, 8-30 DCG e obiettivi ], pag. 114-117 HODELLO PER LECCELLENZA OPERATIVA සිට · Risk Monagement Integrato, pag. 20-23; PERSONE · Principalistrumanti normativi e di indirizzo GSSA Rischi specifici dell'attività di ricerca e sui terni del D.Lgs. 254/2016, pag. 112 (Jr Art. 3.2, commad) produzione di idrocorburi, pag. 98-99; Rischi · Modelli di gestione e organizzazione di Eni, An, 3.2, commo c) nperation e connessi rischi in materia HSE, pag. 113 Persone [occupazione, diversità s pag. 39-104 a Governance, pag. 24-29 [La Politica sulla inclusione, formazione, relazioni industriali, welfare, salute), pag, 118-120 Remunerazione, pag. 28] · Sicurezza, pag. 121 · Risk Management Integrato, pag. 20-23; Rischi Rispetto Per · Principali strumenti normativi e di indizizzo ۾ ڏي త్రీనా specifici sell'attività di ricerca e produziane si L'AMSIENTE sui temi del 0.1.gs. 254/2016, pag. 112 idrocarburi, pag. 98-99; Rischl operation Art. 3.2, Cammit (1) · Medelli di gestione e arganizzazione di Enl. c connossi rischi in materia HSE, pag. 99-104 Art. 3.2, comma b} pag. 133 Art. 3.2, camma a} · Rispetto per l'ambiente [economia circolare, acqua, spill, rifiuti, bioniversità ), pag. 122-224 · Principali scrumenti normacivi e di indirizzo - Do DIRITTI UMANI sul temi del D.Lgs. 254/2016, pag 112 Art. 3.2. commo al Modelli di gestione e organizzazione di Eni, · Approccio responsabile e sostenibile, ಡಿಸಿತ 388. 113 018 Sec Diritti umani (pestiono dei rischi, sepurity, formazione, segnalazioni), pag. 124-126 · Printipali scrumenti narmativi e di indirizza FORNITORI sui temi del 0.Lgs. 254/2016, pag. 112 Art. 3.1. commo c) Modelli di gestione e crganizzazione di Eni, pag. 1.13 Fornitori [gestione dei rischi], pag. 126 o Risk Management Integrato, pag, 20-23; TRASPARENZA · Pelneipali strumenti normativi e di indirizzo REA டுகி Cainvolgimento In procedimenti legali e indagini E LOTTA ALLA sui temi del D. Lgs. 254/2016, pag. 112 anti-consuzione, bag, 106 CORRUZIONE · Modellì vil gestione e organizzazione di Eni, o il sistema di controllo interno e di gestigne Art. 3.2, commo () pag. 113 dei rischi, pag, 20 Trasparenza è lotta alla comuzione, pag. \$27-128 Principi e valori. Il Codice Etico, pag. 7; ROB Compliance Program Anti-Corruzione, pag. 102-104 LOGALE MODELLO DI DO DO OPERACIONER · Principali strumenti narmativi e di indivizzo · Risk Management Integrato, pag. 20-Ea COMUNITÀ (O) nisk Management integrato, pag. 2012-11-11:11
Rischio Paess, pag. 96-98: Rischi spocitirei
dell'attività di ricorra e necoluzione di LOCALI suitem| del D.Lgs, 254/2016, pag. 112 · Modelli di gestione e organizzazione di Erii, dell'attività di ricerca e produzione di Art. 3.2, commad) 12 May 14 pag. 113 idrocarburi, pag. 98-99 Aganozione della sviluapo locale: modello di cooperazione, pag. 128-129

Relazione sulla Sestione 2019 RCG Relazione sul Governo Sacietario e gli Asselti Proprietari 2018. O Sezioni/paragrafi conteneroite informative richieste dal Decreto.

Sezioni/paragrafi cui si rimanda per approfondiment

Principali strumenti normativi e di indirizzo sui temi del D.Lgs. 254/2016

PERCORSO DI DECARBONIZZAZIONE

CAMBIAMENTO CLIMATICO

OBIETTIVO

Promuovere la transizione energetica DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "La sastenibilità"; Posiziane di Eni sulle bjomasse

PRINCIPI:

• ridurre le amissioni di gas serra migliorando l'efficienza degli impianti e aumentanda l'utilizza di combustiali a minor contenuto di carbonia
• sviluzioare e implomentare nuovo lecnologie per la riduzione delle emissioni ciima teranti e la produzione più efficiente di energia
• uvlizzare le opportunità efferte dalla svisuppo dei morcati internazionali del carbanio, compresi gli strumenti per ridure la deforestazione
• promuovere la gestione sostenibile defla risorsa idrica
• assicurare una gestione sostenibile delle biomasse fungo l'intera catena di fornitura
• approvviglizzare clio di patitia prodetto esclusivamente in modu sostenibile ne rispetto dell'ambiente, dei requisiti sociali e di sicurezza

HODELLO PER L'ECCELLENZA OPERATIVA

ូ DIRITTI

ប៉ូ ប៉ាងស្ថា

OBIETTIVO

Tutelare i diritti umami

DOCUMENTI PUBBLICI

Policy "La sostanibilità". "Le nostre persone", "I nostri partner della catena del valore", "Ilintegrità nelle nostre operations"; Dodica Etico; Uichia mizlone Eni sus irispetto del diritti umani

PRINCIPI:

• · rispettare i diritti umani e promuoverne il rispetto verso i dipendenti, i partner e già stakehoder, snche artraverso attività di formazione a sensibilizzazione
• earantire un ambiente di lavoro sicuro e salubre e condizioni di lavoro in linea con gli standard internazionali
• considerare i diritti umani sin dadle erime fasi di valutazione di fattibilità dei progetti e rispettare i diritti peculiari delle popolazioni indigene e dei gruppi vulnerabili
• selezionare partner che rispettino il Codice Etico e che si impegnino nella provenzione o mitigazione degli impatti sui diritti umani
• minimizzare in necessità di intervento delle forze di sicurezza pubblica e privata per la tutela delle persone e degli asset

MODELLO PER L'ESCEILENZA OPERATIVA

PERSONE, SALUTE E SICUREZZA

ORIETTIVO

Volorizzare re persone Eni e tutefarre la solune e la sicurezza

DOCUMENTI PUSBLICI

Palicy "Le nastre parsone", "Lintegrità nella nossre aperations . .- . . .

PRINCIPI;

• · rispettare la dignità di ciascuno, valorizzando le divevajtà culturali, etnicho, di genere, di età, di orientamento sessuale e le diverso abolità
• fornire ai responsabili gli servanenti e il supporto per la gestiano o lo sviluppo dei propri collatoratori
• identificare le conoscenze utili alla crescita aziendale e promuoverne la valorizzazione, la sviluppo e la condivisione
• odomare sistemi di remunerazione equi che conschoano di instivare e trattenere lo persone più adeguato alle esigenze del business
• condurre le attività in conformità ad accordi e normative in materia di futela della solute e sigurezza dei lavoratori e secondo i principi di procauzione, prevenzione, protezione e mizioramento continuo

LECCEILENZA OPERATIVA

ALLA CORRUZIONE

Contrastare la corruzione activo e pessiva

"Anti-corruzione"; Policy "I nostri partner della

· svolgere le attività di ausiness con lealtà,

correttezza, trasparenza, onestà e integrità e

proible la corruzione senza alcuna eccezione

qualunque natura ad un Pubblico Ufficiale o un

vietare di: offrize, promettere, dare, pagare,

direttamento o indirettamente, benefici di

indicettamente, benefici di gualungue

natura da un Pubblico Ufficiale a un privisto

partner le normative interne in tema anti-

far rispattare a tutto il personale Eni e ai propri

catena del valore"; Linee Guida in Ambito Fiscale

TRASPARENZA E LOTTA

MODELLO PER

DOCUMENTI PUBBLICI

nel rispetro delle leggi

privato fornuzione attival vietare di-accettare, direttamente o

(corruzione passiva)

contraions

Management System Guideline

டுவர

OBIETTIVO

Tax stratce!

PRINCIPI:

MODELLO PER HIECCELLENZA OPERATIVA

മുള് RISPETTO PER L'AMBIENTE

OBIETTIVO

Usare le risorse in muév efficiente e tutelare la blodiversità e i servizi acosistemici

DOCUMENTI PUBBLICI

Palicy "La soccenibilicà", *Lintegrità nelle nostre operations", "Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecasistemici": "Origotomento Eni versa Groun Sauning

PRINCIPI:

• considerare, nelle valutazioni progettuali e nell'operatività, la cresenza di area prototto e răevanti per la biodiversità, identificando potenzialiimpatti e azioni di mitigaziona
• assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali (clima, BESial e gestione risersa idrica) e sociali tra cui la sviluno delle comunità locali
• avamusvere l'aconomia circolare e l'impegno nell'uso efficiente delle risarse
• promokivere principi di Green Sourcing ottimizzare il controllo e la riduzione delle
• emissioni in aria, acqua e suolo attuare banifiche sostenicisi per restituire area
• alla copiunità o non utilizzare arce vergini per nuovo inlaiative industriali
• e frettaare saudi ambientali "risk based" per aumentare la qualità della risposta in caso di izidanti

PROMOZIONE DELLO SVILLIPPOTOCALE MODELLO DICOOPERAZIONE

COMUNITA LOCALI

OBIETTIVO

Favorice fa relazione con le comunità locali e contribuire al foro sviluppo

DOCUMENTI PUBBLIC

Policu "La sostenibilità"

PRINCIPI:

• · creare opportunità di crescita e valorizzare le capacità delle persone e delle imprese no ternitari in cui Eni opora
• · colowalgere le comunità lacali al fine di considerare le loro isranze sui nuovi progetti, sulla valutazioni di Impotto e sulle iniziativo ei sviluppo
• ldestificare e valutare gli impatti amblestali, sociali, economici e culturali generati dalle attività di Eni, inclus I quelli sulle popolazioni indigene
• pronuovere una consultazione preventiva, libera e Informata, con le comunità locali
• copperare alla realizzazione di iniziative volte a garantire uno sviluppo locale autonomo,
• duratoro e sostenibile

[a] Blodiversità e Servizi Ecosistetrika

IRNID KZIENE E

PROMAGZIONE DELLO

INNOVAZIONE = Continuo aggiornamanto della procedure alla procettà intellerusle e all'iroividuazione dei famili di prescazioni/servizi professionali attinenti alla R&S

394268

PERCORSO DI DECARBONIZZAZIONE

Eni, tenendo conto delle evidenze scientifiche sui cambiamenti elimatici dell'Intergovernmentali Panel on Climate Change (IPCC), intende giocare un ruolo di leadership nel processo di transizione energetica sostenendo gli obtettivi contenuti nell'Accordo di Parigi. Eni è da tempo impegnata nel promuovere una disclosure cumpleta ed efficace in materia di cambiamento climatico e in tal senso conferma l'impegno versa l'implementazione delfe raccomandazioni della Task Force on Climate Related Financial Disclosure (TEFE) pubblicate nel 2017. Linformativa sul percorso di decarbonizzazione è strutturata secondo le quattro aree sematiche oggetto di raccomandazione della TEFD. governance, risk management, strategia e metriche e obiettivà. Di seguito sono presentati pei elementi chiave di ciascuna tematica rimandando al report Eni for 2018 - Percorso di Decarbonizzazione · per una disamina completa.

GOVERNANCE

La strategia di decarbonizzazione Eni è inserita in un sistema strutturato di Corporate Governance in coi il Consiglio di Amministrazione (CdA) e l'Amministratore Delegato (A0) hanno un ruolo centrale nella gestione dei principali aspenti legati al combiamento dimatico, Il CdA esamina ed approva, su proposta dell'AD, il Piano strategico in cui sono definiti strategie ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico ed alla transizione energetica. L'esposizione economico finanziaria di Eni al rischio derivante dall'introduzione di nuovi meccanismi di carbon pricing è esaminata dal CdA sia nella fase preliminare di autorizzazione del singolo investimento, che in quella successiva di monitoraggio semestrale dell'intero portafoglio progetti, Il EdA è inoltre informato annualmente sul risultato dell'impairment test effectuato sulle principali Cash Generating Unit del settore E&P ed efaborato con l'intraduzione di una caràon tax valorizzata alla sconatio IEA SDS {cfr. pag. 106-108, par. "Rischio Climate Change"]. Infine il CdA è trimestralmente informato sugli esiti delle actività di risk assessment e moniforaggio dei top risk di Eni, tra cui è incluso il climate change. A partire dal 2014 il EdA è supportato, nello svolgimento delle proprie attività, dal Comitato Sostenibilità e Scenari (CSS) con cui approfondisce, con cadenza periodica, l'Integrazione tra strategia, scenari evolutivi e sostenibilità del business nel medio-lungo termine. Nel corso del 2018 il CSS ha approfondito in tutte fe sedute aspetti relativi al cambiamento climatico, tra cui strategia di decorbonizzazione, scenari energetici, energie rinnovabili, ricerca e sviluppo a supporto della transizione energetica, partnership sul clima e tematiche relative alla risorsa idrica e biodiversità, Dalla seconda metà del 2017, il CdA e l'AD si avvalgono inoltre di un Advisore Bgard composto da esperti internazionali, con il compito di analizzare i.principali trend geopolitici, tecnologici ed economici, incluse fe tematiche relative al processo di decarbonizzazione2, Nel corso del 2018, Eni ha inoltre assicurato il proprio contributo all'iniziativa "Climate Sovernance"4 del World Economic Forum (WEF), con il coinvolgimento anche del EdA di Eni, Dal 2015 I'AD pressede lo Steering Committee del "Programma Climate Change", un gruppo

di lavoro interfunzionale composto da membri del top management di Eni che assiste l'Amministratore Delegato nell'ellaborazione della strategia di decarbonizzazione di breve, medio e lungo termine e ne monitora costantemente lo stato di avanzamento. L'impegno strategico per la riduzione delle emissioni di gas serra è parte del traguardi essenziali dell'azienda e pertanto il piano di incentivazione di breve termine dell'AB comprende l'obiettivo di riduzione dell'intensità delle emissioni GHG dirette delle attività upstream operate con un peso del 12,5%. Talc obiettivo è coerente con il target di riduzione dei gas serra al 2025 annonciato al mercato e viene applicato sgli incentivi del management aziendare in funzione del ruolo di competenza. Ita le numerose iniziative internazionali sul clima a cui Eni partecipa, I'AD di Eni siede nello Steering Committee della "Oil and Ges Climate Initietive" (0621) in qualità di membro fordatore, Costituita nel 2014 da cinque società 086 europee, DGCI conta oggi tredici società che rappresentano circa un torzo della produzione glubale di idrocarburi, Nei 2018 DGCI ha lanciato il primo target collettivo dell'industria consistente nell'impegna ad una riduzione dell'intensità delle emissioni di metano nelle attività operate dil & gas upstresm. Prosegue inoltro, tramite il Climate Investement, il veicolo di investimento di OGCI, l'impegno nell'investimento congiunto di 1 miliardo di dollari in 10 anni, finalizzato allo sviluppo di tecnologie capaci di ridurre le emissioni GHG dell'intera filiera energetica su scala globale. Proseguerido in materia di partnership, Eni è stata l'unica società 0&G attivamente coinvolta fin dall'inizio dei favori nella Task Force on Climate Related Financial Disclosure FTCFD) del Financial Stability Board che ha sviluppato le raccomandazioni vofontarie per la rendicontazione delle aziende in tema di climate change. A conferma dell'impegno per la disclosure suf clima, Ent ha collaborato con alcuni peer al TCFB DII & Gas Preparer Forum per amonizzare le esigenze delle società che rendicontano con quelle degli utilizzatori. In tale ambito nel primo status report sul livello di implementazione delle raccomandazioni, ciferito all'anno 2017, sono state evidenziate le sride della rendicontazione TCFA e vaiorizzate le best practice: Eni è stata portata ad esempio di come, nell'ilfustrazione della propria strategia, una società dovrebbe pubblicare i rischi ed oggortunità relativi al climate change. La trasparenza nella rendicontazione connessa al cambiamento climatico e la strategia messo in atto dall'azienda hanno permesso ad Eni di essere confermata, anche nel 2018, azienda leader con una valutazione A- nel programma. Climate Change del CDP [ex Carbon Disclasure Project] principale rating indipendente che valuta le azioni e le strategie delle società quotate a livello internazionale relativamente al contrasto dei cambiamenti climatici.

RISK MANAGEMENT

Eni ha sviluppato e adoltato un modello di Risk Management Integrato {modella RM] finalizzato ad assicurare che is management assuma decisioni consapevoli (risk-informed), tenendo in adeguata considerazione i rischi attuali e prospettici, anche di medio e lungo tormine, nell'ambito di una visione organica e complessiva.

(4) : Childade su propono di accesso il trello di Boato suj : : ni climate-etated a segulto or pento presisto dalle recessario della Tack Face on Climate-related Financial Disclosures (TCFD).

⁽¹⁾ Tale report sarà pubolicato in occasione dell'Assemblea degli azionisti, prevista a maggio,

⁽²⁾ Permagyon la paragonia tamilata Sastelit (2) Personale della llelazione sul geveno Sudletario de Series Neprietari 2005.

¹³ Per maggion approponințeni si novernance" dello Ribeziono pulla assione, contentore la feliazione Popula Annuale 2003.

Il processo è attuato secondo un approccio "top-down e risk based" che parte dal contributo alla definizione del Piano Strategico di Eni, attraverso analisi a supporto della comprensibne e della valutazione della cropensione al rischio sottostante fes, definizione di specifici obiettivi di de-issking], e prosegue con il sostegno alla sua attuazione attraverso periodici cicli di risk assessment & treatment e manitoraggio. La prioritizzazione dei rischi è effettuata sulla base di matrici multicimensionali che misurano il livello di rischio attraverso ta combinazione di cluster di probabilità di accedimento e di impatto misurato in termini sia quantitativi che qualitativi. Il rischio climate change è identificato come uno dei top risk strategici di Eni ed è analizzato, valutato e monitorato dall'AD nell'ambito dei processi RMI.

Principali rischi ed opportunità

Il climate change è analizzato, valutato e gestito considerando aspetti relativi sia alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa e recnologica, tematicine reputazionali} che a fenomeni fisici. Canalist è svolta con un approccio integrato e trasversale che coinvalge funzioni specialistiche e lince di business, includendo valutazioni di rischi e opportunità correlati. Di seguito si riportano le principali risultanze.

Scenario di mercato. Nello sconario IEA Sustainable Development Scenario5 (WE0 2018), preso a riferimento per valutare i rischi della transizione energetica, il ruolo delle fonti fossili è previsto rimanere centrale nel mix energetico (oil & gas pari al 48% del mix nel 2040), sebbene in tale scenario la domanda globale di energia al 2040 sia attesa in lieve calo. Il gas naturale, in crescita anche in corrispondenza dello scenario SOS, rappresenta un'opportunità di riposizionamento strategico per le energy company, in virtù della minor intensità casbonica, delle possibilità di întegrazione con le fonti rinnovabili nella produzione di energia elattrica e in prospectiva di una produzione crescente dell'idrogeno.

La domanda di petrolio è prevista crescere negli altri scenari IEA (Current Policies Scenario e New Policies Scenario) mentre nello scenario IEA SES si prevede un picco in quasi tutti i Paesi prima del 2030 [eccetto India e Africa Sub-Saharlana]. Liò nonostante, anche considerando lo scenario 505, rimane la necessità di significativi investimenti upstream per compensare il cato della produzione dai campi esistenti. Permane un'incertezza legata all'influenza che evoluzioni normative e breakthrough tecnologici potrebbero avere sullo scenario, determinando impatți sul modella di business aziendale. Eni effettua una valutazione dei potenziati costi associati alle emissioni di GHG, stimandinsi sulla base def Sustalnable Development Scenario (SOS) della International Energy Agency (IEA), come meglio rappresentato nella sezione Fattori di rischio e incertezza (pag. 106-108).

Evoluzione normativa. Undozione di nolitiche atte a sostenere la transizione energetica verso fonti low carbon gotrebbe avere degli impatti rilevanti sul business. L'approccio differenziato per Paese potrebbe essere un vantaggio per lo sviluppo di nuove opportunità di business. Con particolare riferimento al contesto europeo, nel 2018 si segnalano: l'entrata in vigore della direttiva EU-EFS modificata (che copre il periodo 2021-2030) e del "Pacchetto Economia circolare" ponché l'approvazione della direttiva Renewable Energy Directive { REDII, in vigare dat 2021 }. Alivello internazionalc, nel 2018 è stato raggiunto un accordo in ambito IMO (International Mantime Organization] sull'adozione di una strategia iniziale per la riduzione delle emissioni dei gas serra prodotti dal settore navale. Anche a fronte di questa evoluzione normativa, Eni ha rafforzato il proprio impegno nello sviluppo del business green e delle fonti ninnovabili, come meglio rappresentato nol paragrafo Strategia e Obiettivi.

Evoluzione tecnologica. La necessità di costruire un modello di consumo finale dell'energia a basso impatto corbonico favorirà le tecnologie volte alla cattura e alla riduzione delle emissioni GHG, la produzione di Ibrogeno da gas nonché tecnologie che supportino it controllo delle emissioni di metano lungo la filtera produtiva dell'oil E gas. Tali elementi contribuiranno a sostenere il ruolo degli idrocarburi nel mix energetico globale. D'altra parte, l'evoluzione tecnotogico nel compo della produzione e stoccaggio dell'energia da fonti rinnovabili e nell'efficienza dei veicoli electrici potrebbe avere degli impatti sulla domanda di idrocarburi e quindi suf business. La ricerca scientifica e tecnologica è dunque una dolle leve su cui si basa la strategia di decarbonizzazione di Eni e gli ambiti di azione sono descritti nel paragrafo Strategia e Obiettivi.

Reputazione. L'attenzione crescente sui temi correlati al cambiamento climatico ha delle ricadute sulla reputazione dell'intero settore oil & gas, percepito come uno dei principali responsabili delle emissioni di GMG, con effetti sulla gestione delle refazioni con i principali stakeholder. La capacità di sviluppare e attuare strategiedi adattamento del proprio modello di business ad uno scenario low carben, nonché la capacità di comunicarle in maniera trasparente è un'opportunità per migliorare la percezione degli stakeholder. Come già segnalato, l'impegno di Eni per una rendicontazione esaustiva e trasparente sui temi del cambiamento climatico è confermato dalla partecipazione ai lavori TCFD nonché dal siconoscimento di azienda leader nel CDP Climate Change.

Riachi fisici. Lintensificarsi di fenomeni meteoclimatici estremi/ cronici nel medio-lungo periodo potrebbe determinare danni ad impianti ed infrastrutture, con conseguente internazione delle attività industriali ed incremento dei costi di ripristino e manutenzione. Per quanto riguarda i fenemeni estremi, come uragani a tifoni, l'attuale portafoglio degli asset Eni, progettati secondo le normative vigenti per resistere a condizioni ambientali estreme, na una distribuzione geografica che non determina concentrazioni di rischio. Relativamente ai fenomeni più graduali, come l'innalzamento del livello del mare o l'erosione delle coste, la vulnerabilità degli asset Eni înteressati al fenomeno è limitata ed è quindi possibile Ipotizzare ed attuare preventivi interventi di mitigazione per contrastare il fenomeno.

STRATEGIA E OBIETTIVI

In relazione ai rischi e alle opportunità precedentemente descritte, B ha definito una chiara strategia di decarbonizzazione, integgata pel proprio modello di business, che si svituppa in azioni di breve, madio e lungo termine con un costante impegno nell'impiementazione delle proprio attività di ricerca scientifica e tecnologica (R&S) och raggiun gere la massima efficienza nel processo di decarbonizzazione e prov re soluzioni innovative per favorire la transizione energetica. Nel breve termino la strategia Eni si fonda sulle seguenti le

aumento dell'efficianza e riduzione delle emissioni GMG diretto delle attività operate: l'obiettivo al 2025 è di ridurre l'intensità emissiva upstream del 43% rispetto al 2014 attraverso l'elimina. zione del flaring di processo, la riduzione delle emissioni fuggitive

(5) International Energy Agency - Sustomable Development Scanario all'interna del World Energy Duslook 2018,

unsons I manzi sin (xmppes

83942603

83942/610

di metano e la realizzazione di interventi di efficienza energetica. Tale obiectivo sontribuisce al target di miglioramento dell'indice di efficienza operativa del 2% annuo al 2021 rispetto al 2014, a cui concorrono tutte le unità di business Eni, da raggiungere attraverso iniziative di efficienza energetica;

• portafoglio oll & gas low carbon e resiliente: il portafoglio Eni di idrocarburi presenta un'alta incidenza del gas naturale (>50%)", ponte verso un futuro a ridotte emissioni. Inottre esso è caratterizzato da progetti convenzionali sviluppati per fasi. I principali progetti upstream in esecuzione, che rappresentano circa il 45% del totale investimenti di sviluppo del settore nel guradriennio 2019-2022, presentano un breakeven medio di portafoglio ad un prezzo del Brent di circa 25 \$/bbl e sono quindi resilienti anche in presenza di scenari low carbon;
• sviluppo delle fonti finnovabili e business green: la promozione delle fonti rinnovabili ha come obiettivo una potenza installata di energia elettrica pori a circa 5 GW al 2025. Per quanto riguarda i business green è previsto dal 2021 il completamento della seconda fase della bioraffineria di Venezia con un aumento della capacità fino a 560 mgl ton/annu {rispetto a 360 mgl ton/anno attua.1] e lo start-up ad invzio 2019 di quella di Gela con una capacità fino a 720 mgliton/anno. Prosegue il consolidamento nella Chimica verde che nel 2018 ha visto l'acquisizione delle artività bio del Gruppo Mossi & Ghisolli e lo svifuppo di progetti di riciolo e di recupero.

Nel medio termine Eni ha l'objettivo al 2039 di traguardare fa net zero carbon footprint sulle emissioni dirette delle attività upstream valorizzate in equity, massimizzando iniziative di decarbonizzazione e sviluppando progetti forestali, per la compensazione delle emissioni residue. Un suolo importante sarà giocato anche dall'implementazione di soluzioni che consentano la cattura, stoccaggio e niutilizzo della CO,i Come ulteriore leva di decarbonizzazione Eni intende sviluppare iniziotive di economia circolare arientate alla valorizzazione di rifiuti e blomasse per estraroe nuova energia, nuovi prodotti o materiali e a dare nuova vita ad asset dismessi o bonificati.

Lo spending complessivo nel quadriennio 2019-22 per decarbonizzazione, economia circolare e rinnovabili è pari a circa €3,6 miliardi e include le attività di ricerca scientifica e tecnologica destinate a supportare queste tematiche.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

In relazione alla strategia di decarbonizzazione Eni si è dotata di indicatori che illustrano i progressi finora conseguiti in termini di riduzione di emissioni di GHG in atmosfera, utilizzo e consumi di risorse energetiche da fonti primarie e produzione di energia da fonti rinnovabili, Con rifenmento specifico agli indici di emissione, calcolati su dati 100% degli asset operati, su cul Eni ha fissato obiettivi strategici, si riporta una sintesi dei risultati ottenuti nel 2018 rispetto ai target fissati.

Riduzione dell'Indice di Intensità emissiva GKG upstream del 43% entro II 2025 vs. 2014: l'indice di intensità GHG upstream, espresso come rapporto tra emissioni dirette? in tonnell'ate di CO2eq e migliaia

ci barili di olio equivalenti, nel 2018 ha registrato un decremento del 6% rispetto al 2017 attestandosi su un valore pari a 21,44 tCD,eq/ mgli boe. Si tratta di una riouzione del 20% rispetto al 2014 che è in linea con flobiottivo di riduzione al 2025. Il miglioramento dell'indice nel 2018 è dovuto principalmente alla nduzione delle emissioni da noring, al contributo productivo dei campi a gas in Egitto (Zoht) ed Indonesia (Jangkrik) ed al ritorno a regime della produzione in Norvegio (Goliat), attività che complessivamente presentano un'intensità emissiva inferiore zispetto alla media di portafoglio.

Zero gas flaring di processo entro II 2025: il volume di idrocarburi inviati a flaning di processo nel 2018 è stato pari a 1,4 miliardi di 5m² in riduzione del 9% rispetto al 2017 [1,5 miliardi 5m²] principalmente per effetto del raggiungimento della configurazione "zero flaring" în Turkmenistan (campo Burun). Grazie agli interventi implementati, il volume di idrocarburi inviati a flaring di processo si è ridotto del 16% risperto al 2014 in coerenza con l'obiectivo di azzeramento al 2025. Nel 2018 Eni ha investito €39 milioni in progetti di flaring down, in particolare in Nigeria e Libia.

Riduzione dello emissioni fuggitive di metano upstream dell'80% ontro II 2025 vs. 2014; nel 2018 le emissioni fuggitive di metano upstream sono pari a 30,8 mgiton CH2 [-66% vs. it 2014] e sono invariate rispetto al 2017 ma complessivamente in linea con il farget. In tale ambito sono proseguite le campagne di monitoraggio e manutenzione [cd. Leak Detection And Repair - LDAR) non solo In upstream, ma anche nol settore mid-downstream {Sergaz}, con una riduzione del 6% delle emissioni fuggitive di metano totali Eni rispetto al 2017.

Miglioramento medio del 2% annuo al 2021 rispetto all'indice 2014 di efficienza operativa: il target estende gli obiettivi di riduzione GHG [scope 1 e scope 2] a tutte le aree di business con un obiettivo di miglioramento del 2% annuo dell'indice di efficienza operativas, fale obiettivo è riferito all'indice complessivo Eni, mantenendo l'opportuna flossibilità nei trend dei singoli business. Nel 2018 l'indice è stato pari a 33.90 tonCO.,etc/mgl boe, in riduzione del 5,9% rispetto al 2017 [ 36.01 ton CO_eq/mg/ bog]. Tale riduzione consente gia di traguardase l'objettivo del 2021 ma Eni intende comunque perseguire la strada di un miglioramento almeno del 2% annuo per i prossimi anni. Tale riduzione è stata ottenuta, phre ai risultati già citati dell'upstream, erazie ad una ilduzione dell'intensità emissiva delle raffinerie anche in presenza di un aumento dell'indice di performance di EniPower. Nel 2018 Eni ha investito circa €10 miliom in progetti di efficienza energetica che consentiranno a regime risparmi energetici per 313 mol tep/anno, pari a una riduzione delle emissioni di circa 0,8 milioni di tonnellate di CD eq.

Nel 2018 le emissioni dirette di GFG, calcolate su tutte le attività Eni, sono pari a 43,35 min tonCB, eq (dato 100% operato) e sono stabili [+0,5%] rispetto al 2017, mentre rispetto al 2010 ad oggi sono ridotte del 26%. Per quanto riguardo le emissioni da flaring si sono ridotte dell'8% rispetto all'anno precedente anche per le azioni di contentmento del flaring di emergenza mentre le emissioni da venting risultano in linea con il 2012. Per quanco riguarda lo sviluppo dell'energia

^[6] Incidenza gas su retale niso-se equilty di idrocariunt 32+ Contingent al 31/12/2018.

⁽¹⁾ masa in tasini di GHG venting di necessario dell'affiraneno cata notodogia di stima, in lines de neropologia internazionali sitiappate normali dell'il dell'in Clarella di quosa cangaria crissiva è sana pertanto insta al line di garantire la corente e corente e l'interior de l'esqui di riduzione dei GMG consinicati da Sol.

If Espine I love elle selection (1/16 [stop : c scope ? cate-ste-se spresse in call C.e., e che carsionato i consiburi di consibution i consibution i consibution i consistion industini Erirleyen ella provento provenza consectità in barii i l'oco equivalore uti sea dei frautri di conversione mad Fricente a l'intend all For Both (ni sle estibus nese de leter no no la ll grado di eficienza apentiva n un convesto di decaranizzazione. En emissioni se missioni se missioni di lle vo envolenti dagli asset propri dell'imoresa i se columniative alla generazione di concine di concine elettoria, vapore e estiste aquisani da terzi.

elettrica prodotta da fotovoltaico, nel 2018 si registra un incremento del 20% rispetto all'anno precedente (19,3 vs. 16,1 GWh nel 2017) mentre per i biocarburanti le quantità prodotte si attestano su un vafore di 21.9 mila tonnellate, in avmento del 6% rispetto all'anno precedente. Per il 2018 l'impegno economico di Eni in attività di ricerca

scientifica e sviluppo tecnologico ammenta a €197,2 milioni, di cui 74 destinati a investimenti relativi al percorso di decarbonizzazione. Tali investimenti si riferiscono a: energy cransition, bioreffinazione, chimica verde, fonti rinnovabili, riduzione delle emissioni ed efficienza energetica.

Principali indicatori di performance
--------------------------------------	--

				2017		2416
		0 CHICK	Conap Party but 116. Jahr Brandante	SDC cra	Sageli consolidate operate Integraimante	Somia	Società ! Dieplibiros operate integralmente
Emissioni difecte di GHG (Scope 1)"	(mikoni di tonnellate di DE, es	ਕਤੇ ਕਰ	28,15	43,15	28,30	42,15	27,76
di cui; CD eq da combustion en ab pe 00 ;itis id		33,63	54.41	33,03	24,05	35.34	24,12
di ovi: CO,eq da flaring		6,26	3,07	6,83	3,37	5,40	5 ਕਰ
di cui: Dogeo da amissioni fuggifive di metano		1,08	0,48	1,74	0,66	2,01	ਹੈ ਕਦੋ
guitinary ap payD3 ina ip		5,55	0,19	2,15	-1,23	2.35	0,19
Indice di efficienza operativa	(tannellate di EG, cq/mg) boo	33,8:1	48,32	35,01	31,51	38 SE	ನ್ನು 'ಕಾ
Emissioni di GI45/produzione lorda di idrocarbui 100% operata (UPS)		21,44	ੜੀ ਕੰਪ	22.75	24.04	23,56	22,29
Emissicatidi GhG/energia elettrica eq. prodoma (EniPawer)	[gC0]rq/KWhed]	402	407	ਤੇਰੇੜ	348	ਤੇ ਕੋ ਬ	402
Emissioni di GHG/quartirà lavorate si lagresso (materie prime e sempitavorite ) de rafficierie	[1annellate di [0_eq/kt]	ડેટર	253	258	82	278	278
smissioni luggitive di metana UPS	[migliaiu di bahnellate di CHJ]	38,8	15	38.8	19,4	72,6	30,3
Walume di idrocarburi inviati a flazing	miliardi di Sini-1	1.9	1,1	2,3	-3	ਤੇ ਬਿ	1,3
di cui: di processo		14	0,6	1,6	G,E	। ਦ	0,0
Emissioni Indirecte di GHG {Scope 2]	[milient di tonnellate di €0,eq]	0,67	3,56	0,65	6,34	0,71	3.58
Consumo di Foriti primarieta	[milios i di tep]	13,0	ਰ, ਜ	13.0	ಿಗೆ	ਜਨ ਦੇ	8,8
Energia primaria acquistata da altre società		[1,4	0,4	0,4	0,3	0 4	0.4
Energia eleitrida prodonta da fotovoltajeale	(GW?i J	19.3	la S	16,1	16-1	13.5	। 3, 2
Echsumi energetici da attività produttive/produzione lorda di idrocarbori 190% operata UPS)	(GJ/tep)	1,42	n.d.	1,49	ri.d.	1,74	A.d.
Consumo netto di fonti primesie/energia elemica eq. produtta [EniPower]	[tep/MWheq]	0 17	0.17	0,16	0,16	0,16	0,16
Energy Intensity Index [caffinerie]	( *)	117, 2	£15,2	109.2	109,2	2017	101,7
Spesa in R&S	(miliani di euro )		137 5		186		165
di cui: refativo alla decarbonizzazione			74		72		63
Domande di primo deposito brevettuale	(numero)		43		22		40
di qui: depasiti suite fonti rinnavabili			13		11		-15
Produzione di biocarburami	[migliaia di tonnellate]		200		506		184
Capacità di bioraffinazione	(migliala di tonnellate/anno)		380		360		ਤੇ ਦੇ

[e] Le enisplovi di III de venine supravno snas nejvijnate a segure della Miatmer.to della naselovnje in iznazi on metodobije imenzalonal svirusal svirusal svirusal svirusa . Da della Partate ship CCAC OTAF. A sonto di yeare care enissiva è stata pertanta rivista al line digariano in contributi di performance rispello edi performance rispello edi de de GMG camunicati da Eni.

| | | 5 dato differiace dalla rendicerrazione data scorso anne in quanto è stata affinata la mesoldozgia di rapporting,

| c) A diferenza della CRF 2012, dovel data si rifleware | dati riportati scoarelabi all'intero perlearro Enl

117

Cel Reln stude formung in is

MODELLO PER L'ECCELLENZA OPERATIVA

Il modello per l'escellenza operativa è caratterizzato da un impegno costante nel minimizzare i rischi e nella creazione di opportunità lungo l'intero ciclo delle attività attraverso la valorizzazione del-

Persone

Il modello di business di Eni si basa sulle competenze interne, un patrimonio che si costruisce con tempo e dedizione e che aumenta il suo valore nel lungo termine. Nei prossimi anni Eni continuerà ad essere impegnata in un importante processo di trasformazione che vedrà lo sviluppo delle nuove direttrici strategiche - a partire dall'economia circolare è dalle attività a supporto della decarfoonizzazione - combinarsi con le attività tradizionali, oggi in fase di transizione, cogliendo tutto le opportunità offerte dalla Digital Transformation. Ciò comporterà la necessità di proseguire il programma di evoluzione delle competenze interne, così da assicurare il loro costante allinesmento alle nuove esigenze di business.

La coltura della piuralità e dello sviluppo delle persone. Eni opera in un panorama internazionale; le persone di Eni abitano il mondo e vivono a fianco delle comunicà con cui lavorano, per questo il valore della pluzatità è imprescindibile. La diversità è una risorsa per creare valore, da salvaguardare e valorizzare sia in azienda sia in tutte ferelazioni con gli stakeholder esterni. Per tate ragione, Eni promuove to sviluppo delle persone locali attraverso processi di selezione e sviluppo professionale, che prevedano uniformità di gestione a livello globale. Per quanto riguarda la diversità di genere, Eni pone particolare altenzione alla sceita dei componenti degli organi di amministrazione delle sacietà controllate, alla promozione di iniziazive volte all'attraction dei talenti femminili a livello nazionale ed internazionale, cosi come allo sviluppo di percorsi di crescita manageriale e professionale per le donne in azienda, In tale ambito, Eni partecipa ad iniziative nazionali ed internazionali (Progetto Inspiring Girls®, "Manifesto per l'occupazione femminile" "" di Valdre D, Consorzia Elis - Sistema Scuola Impresa, WEF14, ERT2 ] con l'obiettivo di arricchire costantemente, in un'ottica di parità di genere, i propri processi e prassi operative. Eni, inoltre, effettua un monitoraggio periodico del gap salariale tra la popofazione femminile e quella maschille a parità di ruolo e anzianità, che evidenzia il sostanziale allineamento delle retribuzioni. In relazione agli standard |LO {{international Labour Organization]. Eni effectua analisi statistististististiche sulfa remunerazione del gersonale Incale, da cui emerge she i livelli minimi di remunerazione definiti da Eni sono significativamente superiori ai livelli minimi dei mercati focali. Eni, inottre, ha implementato percorsi di sviluppo manageriale e percorsi di eccellenza rivalti alle aree professionali core (duaf carcer), che sostiene attraverso attività di formazione, iniziative di mobilità, job rotation e strumenti di sviluppo. In particolare, le iniziative di mobilità sono rivolte a manager e non, al fine di valorizzore al massimo

le 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.

te opportunità di arricchimento e crescita trasversali, A supporto di questi percorsi di sviluppo, Eni utilizza diversi strumenti di valutazione, tra i quali l'appual review e il processo di performance e feedback, con focus su dirigenti, quadri e giovani laureati. Nel 2018, il 90% della popolazione target è stato coperto dal processo di valutazione di performance è il 95% dal processo di annual review,

Fosmazione. La formazione è rivolta alle persone Eni nel mondo al fine di creare valori condivisi e una cultura comune. Considerando le competenze delle proprie persone fondamentali per l'eccellenza operativa, Eni pianifica e realizza percorsi formativi diffusi capillarmente e trasversalmente, progetti per le famiglie professionali e iniziative specialistiche per attività strategiche e ad alto contenuto tecnico. Le esigenze formative sono ogni anno mappate e valutate in base alle necessità specifiche. Con riferimento allo scenario globale e al processo di digitalizzazione in corso, lo sviluppo e la valorizzazione delle compotenze digitali è tra gli obiettivi prioritari; infatti, da novembre 2018, è stata lanciata la piattaforma "Digital Transformation Center", per mettere a disposizione le nuove competenze "digital" necessario per sviluppare e unilizzare soluzioni tecnologiche innovative nei processi operativi. Inottre, è iniziata una sperimentazione di virtual reality training per simulare situazioni pericolose in ambienti controllats mediante l'approccio «learn-bu-doing». Eni ha, infine, previsto dei percorsi formativi accessibili a tutti su tematiche strategiche, come fa Transizione Energetica e i cambiamenti climatici.

Rolazioni Industriali. Eni si relaziona, su base continuativa, con le organizzazioni sindacali, a livello nazionale e Internazionate, per la stipula e il rinnovo degli accordi con le controparti, a livello internazfonale, il modello delle retazioni sindacali si basa su tre pilastri; due di carattere europeo (il Comitato Aziendale Europeo e l'Osservatorio Europeo per la Salute e Sicurezza dos Lavoratori in Enit e uno globale, nssia il Global Framework Agreement on International Industrial Relations and Corporate Social Responsibility 13. In merito a questo accordo il 5 dicembre 2018 si è svolto, a Montreax, il secondo incontro annuale a qui hanno partecipato, oltre a IndustriALL Global Union24, le principali organizzazioni sindacall italiane, i componenti del Comitato Ristretto del Comitato Aziendale Europea e una dalegazione di rappresentanti dei lavoratori delle realtà operative di Congo, Ghana, Mozambico e Nigeria. Nell'occasione è stato presentato il Piano Strategico di Eni 2018-2021, un focus sugli andamenti occupazionali, le principali performance e iniziative HSE, l'approccio ai temi di sostenibilità e l'attività svolta da Eni Foundation,

⁽⁹⁾ Progento internazionale contro gli sicreotipi sulle donne.

^[1] Decomento por valoiza a e l'alendo femmialle in azierile promoso de Valare de paracineza del la presenza (a la incontra de la 2010) de la 2010 lo 10 lo 10 logo tunità della Presidenza del Consiglia dei Ministri italiana.

^[11] Warld Ecanomis Forum.

^[12) European Anund Tode.

¹¹³⁾ Secondo incontro daila firma del Glebal Framenork Agreement del ? luglio 2016.

^[14| Federazione, fondata a Copenaghen nel 2012, che usporesente più di SO milloni di lavoracci in più di 140 Piess.

^|31|| Fanala kiendale Europes na nepesentante de lavy and reviste dalla Dietlivo Europes 9-45CE al III+ di (xvoire linformatine : N tensite in respa zionate do lavaratori nelle imerese.

Genitorialità, Welfare e Inclusione. Eni ha proseguito il percorso di sviluppo di politiche a favore della tutels della genitorialità e della famiglia, anche nell'ambito della mobilità internazionale, adottando nel 2017, in tutti i Paesi in cui opera, positicine a sostegno della maternità e paternità tese a garantire, in aggiunta agli standard internazionali della Convenzione ILO, un periodo minimo di congedo di 10 giorni lavorativi retribuiti al 100% ad entrambi i genitori. Nel 2018 è proseguito il percorso di smart working per i neo genitori con l'apertura ai colleghi con patologie e nel 2019 si valuterà, in Italia e compatibilmente con le mansioni svolte, un'ulteriore progressiva estensione della modalità di lavoro, Nel 2018 le attività relative ai servizi alle persone hanno previsto il consolidamento e il potenziamento delle iniziative a sostegno della famiglia con particolare altenzione ai servizi a supporto dei dipendenti che si prendono cura di persone anziane o non autosufficienti, nonché delle infziative volte a promuovere la cutela della salute delle persone attraverso il consolidamento e l'estensione dei programmi di prevenzione sanítaria. Nell'ambito welfare in Italia, Eni dal 2017 ha implementato il Flexible Benefitas, e nel 2018 ha potenziato l'assistenza sanitaria integrativa a favore di tutti I dipendenti non dirigenti, garantendo un incremento dei rimborsi e delle prestazioni rimborsabili come previsto nel "Protocollo Welfare" siglato il 4 luglio 2017 con le Organizzazioni Sindacali competenti. In relazione al diritto del favoro internazionale, è stata effettuata nel 2018 una mappatura delle ratifiche delle Principali Convenzioni ILO nei Paesi di presenza Eni, Tale attività conferma l'importanza e l'impegno di Eni riguardo il rispetto dei Principi Fendamentali contenuti nelle Convenzioni N.O ed è finalizzata ad analizzare lo stato delle ratifiche intervenute nei Paesi in cui Eni è presente.

Salute. Eni considera la rutela della salute un requisito fondamentale e promunive il benessere fisico, psicologico e sociate dell'a proprie persone, delle famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera. L'estema variabilità dei contesti di business richiede il costante aggiornamenta delle matrici di rischio sanitario e rende particolamente sfidante garantire la salute in ogni fase del ciclo di business. Per affrontare tale stida. Eni ha sviluppato una piattaforma operativa assicurando servizi alle proprie nersone, attraverso le attività di medicina del lavoro, igiene industriale, medicina del vioggiatore, assistenza sanitaria ed emergenza medica, nonché iniziative di promozione della salute per le persone Eni e per le comunità presso cui opera. Nel 2018 è proseguito in tutte le società del Gruppo il programma di implementazione del sistema di gestione della salute con l'oblettivo di promuovere e mantenere la salute e il benessere delle persone Eni e assicurare un'adeguata gestione del rischio negli ambienti lavarativi.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

L'occupazione complessiva è pari a 30.950 persone di cui 20.576 in Italia [66,5% dell'occupazione] e 10.374 all'estero [33,5% dell'occupazione). Nel 2018 l'occupazione a livello mondo si riduce di 1.245 persone rispetto al 2017, pari al -3,9%, con un aumento in Italia [+108 dipendenti] e una niduzione all'estero [-1.353 dipendenti]], riconducibile principalmente a nuovi assetti societarile.

Complessivamente, nel 2018 sono state effectuate 1.729 assunzioni di cui 2.264 con contratti a tempo Indeterminato. Di queste, il 29,1% ha riguardato il personale femminile e circa l'81% ha interessato dipendenti sotto i 40 anni di età. Del totale delle assunzioni, circa il 42% ha riguardato l'area di business upstream (totale 361 di cui 185 a tempo

8394263

indeteminato e 175 tempo determinato), il 25% l'area R&MeC e 33% le aree Gas & Power e Support Function. Sono state altresi esfettuate 1.778 risoluzioni di cui 1.270 di dipendenti con contratto a tempo indeserminato18, con un'Incidenza di personale femminile pari al 25%, Il 28,3% dei dipendenti con contratto a tempo indeterminato che ha risolto il repporto di lavoro nel 2018 aveva età inferiore a 40 anni.

Nel 2018, è sumentata la percentuale delle donne in posizioni di responsabilità raggiungendo un valore pari a 25,20% risperso al 24,86% registrato nel 2017. Parimenti, si registra un trend in aumento della percentuale di conne negli organi di amministrazione e di controllo delle società di Eni che nel 2018 ha raggiunto valori rispettivarnente di 33% e 39%.

In Italia sono state effettuate 868 assunzioni di cui 691 a tempo indeterminato {28,9% danne; con un aumento di +7 punti percentuali rispetto al 2017]; si registra un aumento di personale accupato nella fascia d'otà più giovane (18-24) a fronte degli inserimenti effettuati su siti industriali in Italia di Viggiano, Livorno, Sonnazzaro, Mantova e Taranto. Sempre in Italia, nel 2018 si registra un aumento del numero delle risoluzioni (4951 dipendenti) di cui 640 a tempo indeterminato [di cui il 21,7% di donne). All'estero, nel 2018, sono state effettuate 860 assunzioni di cui 573 a tempo indeteminato (di cui il 29,3% di donne ] con il 72,1% dei dipendenti con età inforiore a 40 soni. Le assunzioni hanno riguardato, per plù del 60%, le aree di business upstream {Messico, Indonesia, Norvegja, Regno Unito] e 6&P {Francia, Ungherla e Rogno Unito), sia per svituppare e sostenere le nuove iniziative, sia per favorire il turnover. Sono stati risolti 827 rapporti di lavoro ci cui 630 a tempo indeterminato. Di questi, il 43,3% lia riguardato dipendenti con età inferiore a 40 anni, e il 28,3% ha riguardato personale femminile. Il saldo tra assunzioni e risoluzioni all'estero a fine anno è pañ a +33 [+860 -827] e tale dinamica è riconducibile sostanzialmente allo sviluppo del business G&P retail in Francia, il potenziamento delle attività R&MeC e upstream in Mession e Indonesia c al ridimensionamento delle attività nel business del gas in Ungheria e il rilascio di dipendenti focali e internazionali di attività upstream in Nigeria, Pakistan, Americhe. Al di fuori dell'Italia si registra una riduzione di 1.438 dipendenti locali rispetto all'anno precedente, che porta ad una diminuzione dell'incidenza percentuale dei dipendenti locali sul "totale occupazione estero" dall'65,4% del 2017 all'82,6% del 2018. Alfestero operano complessivamente 1.802 espatriati (di cui 1.261 Italiani) in leggero aumento rispetto al 2017 (+27 isaliani).

Detà media delle persone Eni nel mondo è di 45,4 anni [46,7 in Italia e 42,9 all'estero; +0,1 anni vs. 2017 }; 49,3 anni (50,3 in Italia e 46,9 all'estero] per senior manager, e manager, 44,3 anni (46 in Italia e 41 all'estero) per impiegati e 41,3 anni (40,5 in Italia e 42,4 all'estero) per il personale operaio.

Nel 2018, anche grazie alle iniziative di "digital learning" realizzate attraverso il "Digital fransformation Center", si registra un increment to significativo delle ore di formazione pari al +5,2% rispetto.al 2016 Per quanto riguarda la salute, il numero di servizi sanitari sostenyale da Eni nel 2018 è pari a 473.437, di cui 320.933 a favore di dipenden. ti, 66.327 a favore di familiari, 68.796 a favore di contrattissi e 17881: a favore di altre persone fad esempio visitatori e pazienti esterni]. Il numero di cartecipazioni ad iniziative di promozione della parute." nel 2018 è pari a 170.431, di cui 25.938 dipendenti, 46.930 contrattisti e 47.563 forniliari,

• (12) In particelare si gespalano la sessiono di figaz e il deconsolidarnento di Eni Narge
• [18] Di cui circa II 50% per per persionament a it 40% per dimissioni.
• (10) I datalie ennsiberre in visa utgli hepari quite in the logi hepari qualite subscribed of the some lehires of est of the contributed of the contributed in the lear resorial alleninee of malleria pelo some personale delle sedela in yin operation a cordio do novelopen in cuitri-hall construit (en torit i i li corrolladele pageauni (per to

REIGNIA

119

⁽¹⁶⁾ Inizialisa che permette una nuona des premio di panecipazo no lo beni e servizi binalibando e oppartunità fisteili a courtluçio.

33942/614

Per quanto riguarda le malattie professionali, nel 2018 si registra una diminuzione delle denunce passando da 120 a 81 densince con una riduzione complessiva del 33%, per effetto della riduzione delle maiattie denunciate sia da parte degli ex dinendenti (da 108 a 71 denunce) | dipendente ].

sia da: personale attualmente impicgato (do 12 a 10 denunce), Delle 81, cienunce di malattia professionale presentare nel 2018, 12 sono state presentate da eredi ( 11 relative a ex dipendenti e 1 a un

Principali indicatori di performance

		2018 - 2010 - 2013		2015
Dipenden Ja)	(anwerp)	038800	35 135	32.733
000=52		2300	7580	7.607
انجا) جا		20:576	20-46B	20.475
Estero		10.374	11.727	12.257
Altica		3.374	3.303	3 546
Anerica		1,257	T 215	1.236
Asia		2. इंग्रेस	2.418	2.563
Australia e Oceania		ਕੁਰ	114	13
Resto d'Europa		ਤ ਕਿਸ਼	4.676	4 639
Fascia d'età 19-24		437	કેદીન	289
Fascia d'ota 25-39		9.224	वै'५,श्य	10 85 5
Fascia d'esta 40.54		14.058	15,052	15-281
Sassia dietà aver 50		7.231	7.048	6.541
Dipendenti all'estero locali		B.572	10.010	20.377
Urgendenti per categoria professionale:
பெய்துவார்		1,008	a û û	1,000
Quadri		ਰੋ-ਡੇਡ	9.043	ਕ 135
Impiegati		15.839	16.600	16.842
Operai		4.956	ਤੋਂ ਵੱਲਣ	5.756
Dicendenti per titolo di studio:
l, pres		14.603	14.802	14.655
Ulploma		13.343	14.200	14,087
Licenza media		2,999	3.093	3.936
Dipendenti a rempo indeto: minatal®!		30.783	51.604	32.209
D'pendenti a tempo determinatoloj		767	ട്ടിട്	434
Dipendenti full-time		066.00	34 642	652225
Dipendentl partifimeler		ટેવ્પ્	ਦੇਸ਼ਤ	534
Assunzioni a tempo indetempinato		1.264	a as	603
Risoluzioni da contratto a tempo indeterminato		1.27-0	1.317	1.417
Senior managar e manager lacali all'estero	121	16,70	15,66	הרייט ב
Anzianità la vocativa	lanni
Cirigonti		22,12	22,08	22,02
புகள்		20,02	20,01	18,08
புறங்குவர்		17,03	17,02	16,08
புறérai		ਸਤੇ ਹੋਰ	13,05	13,31
Presenza donna negli organi di amministrazione	[ * ]	ਤਤ	32	57
Presenza donno negli organi di controllo167		39	37	37
Ore di formazione	(питела)	1163.385	1,111.112	930.345
Dre di formazione medie per dipendente per collegario professionale:		36,9	ਤਕ.2	28,3
Dirigenti		41,7	31,7	27.6
Quadri		372	35,7	23,9
Impiegati		36,2	34,5	30,6
ிரச்ச		377	376	27,5
Dipendenti coperti da contrattazione collettiva	[x]	80,89	arac	85,48
nalis		100	100	100
Estero		35,33	44,54	47,46 133
Denance di malatte professionali ricovute	(ทมเกษม)	ਬਰ	150 12	14
Dipendenti		10		। ਜੋਰ
Precedentemente impegati		71	108

[a] Laticiteriorn viseto a okali publica in anala significateven per penere in per analyske magnicus at cecezione di cecezione di cecezione di cecezione di cecezione di cecez inserire risores lecati a mir-co dereminato por pei stabilizzarle nell'arco di 1-3 aisul.

interne new can and concerner (Parculture) and contral partines and super lease openis and consected on production and more consessori consistencialism consection and mor

Sicurezza

Eni considera la sicurezza delle persone un valore fondamentale da condividere tra dipendenti, contrattisti e comunità locali e parte essenziale della progria operatività. A tal fine Eni attiva tutte le azioni necessarie ad azzerare il verificarsi di incidenti, tra cui: modelli organizzativi per la valutazione e gestione dei rischi, piani di formazione, svilungo di competenze e promozione della custura della sicurezza. Nel 2018, per sottolineare l'importanza di mantemere comportamenti corretti e sicuri non solo sul luggo di lavoro, sono state lanclate la campagna "Safetu scarts @ home" [rivolta ai dipendenti] attraverso lo intranet aziendale, che consiste in 10 video clip per promuovere la sicurezza anche in ambiente domestico partendo dalle "Safety Golden Rules" Ele 10 regole d'ozo per la sicurezza sul lavoro, obbligatorie in Eni dal 2018] e l'iniziativa "o vivo sicuro" [per dipendenti e terzi], una giornata dedicata alla ricerca ed attuazione di strumenti pratici per la costruzione di abifudini same e sigure anche fuori dal lavoro con azioni concrete e misurabili [par le imprese) da attuare per la durata dei contratti. Sona stati inoltre crganizzati incontri per sensibilizzare i lavoratori sulle lesson leamed refative ad Infortuni accaduct in azienda che, nel 2016, sono per lo più a iconducibili ad attività di lavoro in quata e movimentazione dei carichi. In particolare per quanto siguarda la gestione dei contrattisti presso i siti industriali Eni, nel 2018 si sano ulteriormente rafforzate le attività di controllo in campo mediante le altre 120 risorse del Safety Competence Center20, impiegate per il coordinamento e suoervisione della sicurezza dei cantieri e lavori in appalto, Le imprese, che sono costantestente sollecitate con iniziative di sensibilizzazione per accrescere la loro cultura della sicurezza e che vengono monitorate e valutate attraverso strumenti definiti e implementati dal Safety Competence Center, sono state oture 2.300, pari al 70% del parco fornitori Erii a criticità HSE in Italia. Le non conformità riscontrate sono oggetto di immediate azioni correttive e le buone prossi registrate sono riconasciute, condivise e diffuse. Nef 2018 sono state attuate le prime sperimentazioni di applicazione delle metodofogie operative del Salety Competence Center alfestern (in particolare in Turisia ed Angola), con risultati positivi che ne fanno prevedere una implementazione sistematica nei prossimi anni.

Eni ha interssificato anche l'attenzione alla cultura della sicurezza di processo a sviluppando ed imprementando un sistema di gestione

Principali indicatari di nerformance

83942615

specifico, in linea con gli standard internazionali, e monitorondolo tramite audit dedicati. In tema di preparazione e risposta alle emergenze, oftro alle sontinue esercitazioni e al monitoraggio dei risultati emersi, particolare attenzione è stata rivolta alla sviluppo di sistemi di allertamento, alla sempestività di diffusione delle informative tramite flussi semplificati ed allo studio di scenari di rischio naturale che possono interagire con le artività di business.

l principali obiettivi aziendali in tema di sicurezza riguardano: i) il Safety Culture Program (SCP), che monitora il livello di proattività attraverso aspetti di gestione preventiva della sicurezza; il] la revisione degli standard di sicurezza di processo in finea con le best practice internazionali; iii) la cultura della sicurezza, con il lancio di una muova compagna per la sicurezza negli uffici ["Safety starts @ office"].

Nel 2018, è stato consolidoro il 5IR (Severity Incident Rate), un indice interno Eni pesato rispetto al livello di gravità degli infortuni. In parsicolare, rale indicatore è utilizzato nel piano di incentivazione a breve termine dell'AD e dei dirigenti con responsabilità strategiche al fine di focalizzare l'impegno di Eni sulfo riduzione degli incidenti più gravi.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2018 l'indice di frequenza di infortuni totali registrabili [TRIA] della forza lavoro ha subito un incremento del 6% rispetto al 2017. Il peggioramento ha riguardato l'indice dei dipendenti (a causa di un incremento degli infortuni), mentre l'indice dei contrattisci è rimasto stabile. Si sono verificati 4 infortuni mortali a contrastisti upstream: 1 in Nigeria a seguito di schlacciamento da parte di un automezzo in manovra, I in Algeria a seguito di ustioni, 2 in Egitto per cadute doll'alto. L'indice di infortuni sul lavoro con conseguenza gravi è influenzato da due eventi occorsi uno in Alaska (contrattista upstream che ha riportato un grave trauma alla gamba destra) e l'altro in Egitto (contrattista caduto dall'alto).

In Italia, nel 2018, il numero degli infortuni fotali registrabili è aumentato (40 eventi rispetto ai 38 del 2017), mia l'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) è migliorato del 3%; all'estero, invece, il numero di infortuni è auntentato (76 eventi rispetto a 63 del 2017) e l'indice di frequenza infortuni totali registrabili è peggiorato del 12%.

.		20182018222		2017			SOTE
				Sociati Operate I	Saccha ാപടയിരുന്ന ស្រុកប្រជាជនជាតិ	Societa	Samora DOSTSCHISTO operate · integrativer. In
Indice di freguenza infortuni 14tali registrabili (TRER)	[informuni registrabili/are lavailate j x 1.000.000	0,95	0,41	0,33	రు శిశేష	0,35	038
Olpendent		0,37	0,42	נהג 0	0.44	0.36
Contractissi		0,34	0,41	0,34	0,46	0,35
leumero di decessi in seguito ad infortuni sul levera	(Hurtieso j	র্তা	1		0	2
Dipendenti		0	D	0	0	0
Contraltisti		4	1-4		0	2
Indice di infortuni sul lavozo con gravi conseguenze (esclusi I pecessi)	04, 1000, 1 x 300, 1 x 300, 17, 1, 000, 17, 0	ប់ពង	0.01	0.00	0.01	0.01
Dipersdenti		0,00	0,000	0.01	0,02	ប៉ុប្រវ	0.0
Contraleisti		0,01	0,01	0.00	0,00	0,01	C,01
SBILL TEBA	( பயன்காம்)	1.431	1 123	1 230	1223	1 643	1.220
Numero di ore lavorate	sio la intiliu	330,6	190.9	306,3	174, 2	226.9	188.0
Digendenti		ਰ 1.6	575	93.1	ਟਰੋ ਪ	93,7	61.4
Contractisti		ללא	133 4	213 3	114.8	182.2	107.5

[20] çorta di ccellenza Eni in consa disicure??ə, chə supporta, nel çasdirəznin e r.Ala supervialore dal UNM In appalıq I shi in intelli e dilizates i Eni in intriliz e diles

(21) La Sicuressa di Pocesso ha In scapa di pintre i rilasti inscritative di sostente pentre in internation in into in in dei propri asse, de possta evivee l' In adenti, salvanci, salvaguardando così la sicurezza aplie persone, l'ambiente, la gradutività, i bem e la reparazione az lentale,

121

HITATCHE di " song rates

00 Rispetto per l'ambiente

Eni, operando in contesti geografici molto differenti che richiedono valutazioni specifiche degli aspetti ambientali, è impegnata a potenziare il controllo e il monitoraggio delle attività al fine di mitigare gli impatti sull'ambiente attraverso l'adozione di good practice internazionali e di Bast Available Technology, sia tecniche che gestionali, in continuo aggiornamento.

Particolare attenzione è monta all'uso efficiente delle risorse naturali, come l'asqua; alla riduzione di oil spill, operativi e da effrazione; alla gestione dei rifiuti attraverso la tracciabilità del processo e il controllo di tutta la filiera; alla gestione dell'interazione con la biodiversità e i servizi ecosistemici dalle prime fasi esplorative flao al termine del ciclo progettuale.

Il percorso di transizione verso un'economia circolare, in cui il prelievo di risorse dall'ambiente e lo smaltimento dei rifiuti siano minimizzati, rappresenta per Eni una sfida e un'opportunità, în termini sia di redditività che di miglioramento delle prestazioni ambientali. Tale percorso coinvolge diversi ambiti: [r] flaggiornamento dei modelli di susiness per la produzione di energia sinnovabile e/o l'utilizzo di materia recuperata e rinnovabile nei processi produttivi (Energy Solutions, Green Refinery e Green Chemistry); [ii] programmi di efficienza energetica e idrica in tutti i settori di business, progetti di flaring down e di riduzione delle perdite di metano con i conseguenti risparmi di gas naturale; [iii] gestione degli asset da dismettere, attraverso progetti di conversione, siqualificazione, recupero e l'applicazione della bonifica sostenibile; (iv) strumenti gestionali, quali il green procurement e le suluzioni (CT. Eni promuove la gestfono efficiente delle acque, soprattutto nelle aree sottonoste a stress idrico in cui nel 2018 sono continuate le iniziative di riduzione dei prelievi di acqua dolce e nel settore upstream i progetti di accesso all'acqua per le popolazioni dei territori dove Eni opera. In Italia Eni è impegnata nell'aumentare, nell'arco del piano quadriennale, fa quata di acqua di falda bonificata e nuullizzata per scopi civili o industriali, nell'avviare iniziative e valutazioni per l'utilizzo di acque di bassa qualità [acque refive o da falde inquinate, oltre che acqua piovana e acqua di mare dissalata) in sostituzione di acqua dolce e nella diminuzione dell'intensità idrica delle produzioni, Presso il Centro Olio Val d'Agri [COVA] è stata avviata una gara per assegnore un contratto di realizzazione di un impianto Mini Blue water, basato sufla tecnologia proprietaria, da instalfare con una capacità di trattamento di circa 70 mc/h. Il Biue water consiste in un processo di trattamento innovativo delle acque di produzione, che porta a un loro riutilizzo per scopi industriall.

Solo una piccola quota dei prelievi idrici di Eni proviene da fonti di acqua dolce (meno del 2%). Dall'analisi del livello di stress dei hacini idrografici22 e da approfondimenti effettuati a livella incale, risulta che i prelievi di arqua dolce da aree a stress rappresentano meno del 2% dei prelievi idrici totafi di Eni.

Nelle aree a stress idrico Eni utilizza specifici piani di gestione delle acque volti alla riduzione dei consumi. Ad esempio, per il sito di Brindisi nel 2018 è stato siglato un accordo di collaborazione tra Eni-

Power e Syndial per il riutilizzo dell'acqua di farda per ridorre i prelievi idrici. Considerando i potenziali rischi derivanti da eventuali crisi idriche, come rilevato dall'indagine annuale condotta dal WEF3 e dalla crescente richiesta di informazioni da parte degli stakeholder, nef 2018, per la prima volta, è stata fornita risposta pubblica al CDP vrater per aumentare la trasparenza su tali tematiche.

Eni è impegnata quotidianamente nella gestione del machi derivanti da oli spali sia all'estero che in Italia, attraverso azioni sempre più integrate su tutti i piani di Intervento, da quello amministrativo a quello tecnico di prevenzione, controllo e qualità/rapidità/efficacia. Nel 2018 è stata condusa l'installazione sulla rete di oleodotti italiani e su parte di quelli in Nigeria, dei tools e-vpms® [Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System - Brevetto proprietario) e del SSPS [Safety Security Pipoline System] per la rilevazione di sversamenti dovuti ad eventi effrattivi e perdite operative.

Pas aumentare ulteriormente l'efficacia sul piano preventivo, nel 2019 è prevista l'installazione, su due olecdotti pilota, di un'evolutiva per silevare attività in prossimità dell'oleodotto [scavi, veicoli, ecc.) prima dell'effrazione sulla condotta che, in caso di esiti positivi, si estenderà a turti gli dieodotti di prodotti finiti in Italia e a seguire nelle altre realtà. Nel 2018 si è registrato un fenomeno effrattivo in Egitto [JV Agiba], che verrà monitorato facendo riferimento alle esperienze acquisite in Italia e in Nigeria dove continuano intense attività di monitoraggio attraverso la sorveglianza diretta, grazie anche al supporto delle comunità, all'uso di mezzi zerei e droni, nonché all'installazione di protezioni meccaniche. In termini di preparazione e risposta, infine, in Italia è stata finalizzata l'analisi di rischio dei territori attraversati da pipeline, indiviouando i punti di moggiore attenzione su cui strutfurare in anticipo possibili interventi di contenimento. In parallelo, Eni lavorerà anche sulla sperimentazione/applicazione di tecniche per la gestione degli impatti in caso di spill per migliorare la rapidità, qualità e l'efficada dell'intervento e della sorveglianza.

L'impegno di Eni su Biodiversità e Servizi Ecosistemici (BES) è parte integranta del Sistema di Gestione Integrato HSE, a conferma della consapevolezza dei rischi per l'ambiente naturale derivanti dalla oresenza dei propri siti e attività. Il modello di gestione BES di Eni si altinea con gli obiettivi strategici della Convenzione sulla Diversità Biologica [£08] e assicura che le interrelazioni fra gli aspecti ambientali e sociali siano identificate e gestite correttamente sin dalle prime fasi progettuali.

Uesposizione al rischio blodiversità del portfolio globale del settore upstream viene periodicamente valutara mappando la vicinanza geografica ad aree protette ed areo importanti per la conservazione della biodiversità. Tale mappatura consente l'identificazione dei siti prieritari dove intervenire con indagini a più alta risoluzione per caratterizzare il contesto operativo e ambientale e valutaze tutti i potenziali impatti che poi vengono mitigati attraverso Piani d'Azione, garantendo così un'efficace gestione dell'esposizione ai rischio. Il modella di gestione BES di Eni è declinato con dettaglio nella Policy EES approvata dall'AD e pubblicata nel 2018 sul sito Enl24.

(24) https://www.eni.com/docs/it_IT/eni-census.stenibilitad/Codiversite-Eni-o-servizi-ocasionemicl.pdf

⁽²²⁾ Jue a sross inco-ace casteizzae da urvalore del Oseline Waar Scross supprim al 40%. Lindiad Moscucces Institute (1910-1910) nisus b shoutanent delle for in anya adde e indica unasticulared is see se l prellev ca un can bacincidir of 10 det a capacia diritative dello sesse (23) The 699al Bisas Landscape 2018 "What is the impact and likelihood of elobal nake?",

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2018 è proseguito is trend di diminuzione {-2% vs. 2017} dei psellevi di acque dolci, in particolar modo grazie all'entrata in servizio di nuovi generatori di vapore nel petrolchimico di Porto Marghera in sostituzione di gruppi di generazione vapore/energia elettrica, con riduzione dell'acqua dolce urilizzata nei cicli di raffraddamento

Al settore R&MeC è riconducibile oltre il 75% dei prelievi di acqua dolce, mentre solo l'9% è riferito al settore ERP. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci ha raggiunto l'87%.

l.a percentuale di reiniezione dell'acqua di formazione del settore E&P ha raggiunto il 60% grazie principalmente al mantenimento delle buone performance dei campi in Egitto ed Ecuadur.

I barili sversati a seguito di ail spill operativi sono diminuiti rispetto al 2017. Sono stati registrati due eventi rifevanti, uno presso la raffineria di Livomo (sversamento da un serbatoio causato da un sovra riempimento dello stesso) e l'altro presso lo stabilimento chimico di Sarroch, in Sardegna (ritrovamento di terreno con prodotto idrocarburico e acqua in corrispondenza di un attraversamento stradale], entrambi con sversamenti di circa 500 barili di prodotto. Per quanto riguarda gli eventi da sabotaggio, nel 2018 si è registrata una diminuzione del numero di eventi, mentre il volume sversato è aumentato del 14%: eli spill hanno riguardato esclusivamente le attività E&P in Nigeria ed Egitto. I barili sversati a seguito di chemical spill sono riconducibili alle attività unstream e Versalis.

I rifiuti da attività produttive generati da Eni nel 2018 sono in aumento rispetto al 2017, in particolare per quanto riguarda la guota di rifiuti non pericolosi (pari all'88% del totale), mentre sono in diminuzione quelli pericolosi. L'incremento è legato ai settori E&P [in particolare per il ramp-up del progetto Zohr in Egitto e per il sitorno a regime delle attività del Centro Dlio Val d'Agri, dove ha inciso anche la maggiore produzione di acque di strato smaltice come rifiuto) e R&MeC (a seguito della fermata generafe della raffineria di Taranto e agli smaltimenti conseguenti all'evento alluvionale occorso nel 2017 presso la raffineria di Livarno). La guata di rilitati recuperati/riciclati è aumentata rispetto af 2017, arrivando a quasi il 40% dei riffuti totali smaltitiin.

Nel 2018 sono state generate complessivamente 4,3 milioni di tonnellote di riffuti da attività di bonifico (di cui 4 milioni da Syndiaf), costituite per il 64% da acque di falda. Sempre nel 2016 sono stati spesi €374 milioni in attività di banifica suolo e falde.

L'incremento delle emissioni di 50, rispetto al 2017 è legato in particolare all'aggiornamento della composizione del gas per alcuni siti upstream, che ha comportato un aumento della percentuale di if,S nello stream inviato a torcia.

Nel 2018, l'esposizione al rischio biodiversità è stata valutata su tutte le concessioni internazionali e nazionali in sviluppo e/o sfruttamento dal settore upstreamito foperate e in joint venture), al fine difdentificare quelle che intercettano (anche solo parzialmente) aree protette"? e/o siti prioritari por la conservazione della biodiversità (KBA)25.

L'analisi di dettaglio su tali concessioni relativa all'effettiva posizione dei siti produttivi al loro interno (impianti e/o infrastrutture), ha evidenziato che in 27 concessioni, localizzate in 5 Paesi (Regno Unito, Stati Uniti, Eglito29, Nigeria, Pakistan e Italia), essi risultano all'interno di una o più aree protette e/o KBA; mentre in altre 31 concessioni, localizzate in 7 Paesi [Stati Uniti, Ecuador, funisia, Congo, Mlgeria, Pakistan e Italia) i siti produttivi risultano situati al di fuori, in aree adiacenti a una o più aree protette o a KBA.

Tra le aree protette e/o KBA che si trovano in sovrapposizione con siti produttivi, 2 sono incluse nella Ramsar Listão, 3 sono asee protette classificate IUCN31, 7 sono altre aree protette designate a livello nazionale, 15 ricadono sotto la classificazione di Natura 2000, mentre 12 sono foentificate come KBA. Di tali aree, 26 si frovano in ecosistemi terrestri, 11 in ecosistemi marini e 2 in ecosistemi misti [terrestri e manni], Nessun sito produttivo risulta in sovrapposizione a siti naturali patrimonio dell'umanità (WHS32).

Invece, tra i siti produttivi che si trovano in aree adlacenti ad aree protette o KBA, solo uno è localizzato nelle vicinanze di un sito naturaie WHS (il Monte Etna) 2. Le altre aree interessate sono: 2 incluse nella Ramsar List, 18 sono aree protette classificate INCN, 4 sono aree proteste designate a livello nazionale, 35 ricadono sotto la classificazione di Natura 2000, mentre 16 sono identificate come KBA. Di tali siti, 67 si trovano in ecosistemi terrestri, 6 in ecosistemi marini e 3 in ecosistemi misti {terrestri e marini).

123

8394261

(25 ) Nol dettaglio, nel 2019 il 15% dei rifici de control de control iciclatio il 127. ha subito un restamenta cornicultision (11% é stato incello, i 3% l માં in discarica, meroz i inimal na aktra i je d Irnektnento (inclusio i cenferinanto a implani d) stopně za za nepoznat delo Sníklanova svoje ouano de influtinan perieditsi, il 125 è stato receptadato, 1951 a sistemanto divitato in 1946 e stato incentrio, il 58 e stato incentrio, il 58 e stato incentrio, il 58 e st il rimanente 51,7% è stato inviato ad alto lipalimente |locusol : noverimanes a impiani di siossago senporanco prima dellus smatimento delfinisto delfridos. [26] Fonte: databese aziendali, giugno 2018.

127) Forne World Datafyase of Protected Areas, dicembre 2018.

(20) Firme: World Datable of Ares Botiversity Jrats (1972) 14 KBA (Kig Bediversity, Areas) Bho sin (1 contribuiscono in modo significación alle parellenza ontaka della indiversità, a terte, nelle tections nelle maines in process i nazional informace locali colicentrum sete di circuito i concerdari alivelle Nobale Adoggi le KDA shoo costinalemi 1 | Imporant Aind and Bisdiyarsing Areas 2 ) Alllaisa for Inro Exice ina Siles

(29) Per l'Egito sure state valuete 5 temperiene a societa corso transiste integralmono cone richiesto dal D.L.g. 35/2205, le rimanen 4 san inclus an acrimetro "aperato" di reparting.

[20] Listo di zone unice di inquranza internazionale indivate de l'ancar innato in Ramsar in Innato in Instrumato in Iran net 1911 e the hat letici: is di grantire le so suppo sosteribile e la conserversone della biodiversità di tall aree.

1311 : UCAL International Unlan for Conservation of Nature.

[32] WHS, World Heritage Site.

(33) Pur non riternatione inceralment nel permetro "quedro" di leporting si segnala cite il canpo di Zutoi: (frou'; si corpo di Zirovi (from : si consignet del site i classificano allo WHS misso |resultate}. नारदर्शन nassuna Infrastrum infrastrum infrastrum infrastra alliniemo di ta'e a nes prefeka.

83942 618

Principali indicatori di performance

				2017		2016
			al program to	Sectoria operate	Società consolidate . ករិចខ្លួនជាមួយនឹង	Sociato	Società Map@gsusa aperator integralmente
Preliew idrier otall	(idioni di metri coloi)	1.776	1.732	1.786	2746	1.851	1 - 2 TR
di cui: acqua di mara		1.640	1.626	1.650	1.63 3	1.710	1.697
di cui: acqua dolce		117	104	119	105	179	117
Presidentialisma anticle about provision ip		ਉਣ	72	75	20	87	79
di cui: prelevata da sotrosuolo		ਤੇ ਦੇ	17	20	17	23	20
di prefervato o ornobelono an creveleria		6	5	10	9	9	9
ol cui: acqua da TAF11 utilizzata nol ciclo produttivo		4	4	4	4	E	E
di cui prelevata da altri stream		7	P	5	5	7	P
di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie		ਰੇ	1	16	1	12	2
autop page ip psyliguili	[ % ]	67	ва	80	િર	ಕ್ಕಿಸ	25
Acqua di farmazione rainiattata		ELL	49	ਟਰ	ਪੰਜ	ਟੇਸ਼	42
who weds and
[elinal 1 ج ] lings trail [ج] lings broman	(numero)	72	34	ਵੱਟ	24	તિર્દ	44
lalle di ail spill ( > 1 barilo ][b]	( barili ]	2.665	2.217	3.323	ਤੋਂ ਉਸਦੇ	1.231	784
Dil spill da saberaggi (forclus furtus
Numero tatale di ail spill [ > 1 barile }	(numero)	ST	तिपे	102	102	ારીદી	158
(Shipe di spil >1 bande)	lipped	3.607	3.277	3. 226	ਤੋਂ ਨੇੜੇ ਦੇ	4.682	4.682
Chemical spill
Numero totale di chamical spill	(numere)	उप	ਤੇ ਕ	17	15	24	24
Volume di chemical spill	(barili )	ಕ್	ਵੀ	ਉਤੇ	SO	1 दि	ਵਿ
Rifiuti da attività productive	[crilioni di tennellata]	2,6	1,3	1 4	0.8	0,8	0,6
di cui; perkalasi		ਰ, ਤ	0,2	0,7	0,3	0,3	u 5
di cui: non paricolosi		2,3	1,1	0,7	0,5	0.5	0,4
Emissioni di ND, (ossidi di azeto)	l migliala di connellate di ND,eu)	23,1	ਤਾ ਦ	ਦੇਵ ਦ	30 8	ਦੇਵ	32,1
Einissoni di SD, [ossidi di zollo]	[migliaia di tannellate di 50,eg ]	15,5	6,2	8,4	6,7	ਸ਼' ਰ	5,5
Enlssioni di NMVOC [Non Metnan Volatile Organic Companing:	[migliaia di sonnellate ]	23,1	ਵਰੋਂ ਲ	ਨੇ ਦੇ	13,4	। ਦੇ ਜ	ਹੋ, 2
Errissiun di PST (Particolato Saspesa Tatale)		1,5	0.8	ਸੰਦ	0,7	1,4	0.7

Seath and the store de allers

l a | TaF: Tradamsnto acque of falda.

(2) 14,7 dala azainnan a sep in della chires leares la an audicative etili CVF 2017 Ricorante a a nebe enitzaslanea astrebe temitasi Anche por intele enilitars lanche per int

fi-fi Diritti umani

Eni si impegna a rispettare gli standard internazionali in materia di diritti umani, a partire dagli UN Guiding Principles on Business and Human Rights, in un'ottica di miglioramento continuo del proprio sistema di due diligence. I diritti umani frentrano tra le macerie su cui il Comitato Sostenibilità e Scenari [CSS] svolge funzioni propositive e consultive nei confronti del CdA. Nel 2018 il CSS ha approfondito numerosi aspetti che riguardano direttamente o indirettamente i diritti umani tra cui l'analisi del risultato conseguito da Eni nella seconda edizione del Corporate Human Rights Benchmark (CHR3) * e la bozza della Dichiarazione di Eni sul rispetto dei diritti umani, approvata dal CdA a dicembre 2018 e realizzata con il supporto del Gruppo di Lavoro Interfunzionale "Dirliti umani e business". Tate Dichiarazione rinnova l'impegno aziendale precedentemente espresso sul tema, allineandolo ai principali standard internazionali in materia di diritti umani e impresa, a partire dai Principi Guida delle Nazioni Unite, evidenziando, inoltre, le aree prioritarie su cul è concantrato tale impegno.

Nel corso del 2018 sono proseguite le attività del Gruppo di Lavoro che ha permesso di identificare le principali arce di miglioramento e definire le azioni necessarie per il continuo miglioramento delle proorie performance. Tali azioni sono state recepite in uno specifico piano pluriennale che è stato declinato in obiettivi manageriali collegati

alle performance sui diritti umani. Nel 2018 quindi, ad 8 su 16 primi riporti dell'AD è stato assegnato un obiettivo direttamente collegato ai diritti umani.

Il terna del rispetto dei diritti umani è integrato a vori livelli nei processi aziendali ed Eni monitora il rischio di eventuali violazioni con strumenti specifici quali, ad esempro, il modello di Risk Management Integrato [RMI] in cui tali tematiche sono considerate nel risk model e integrate nella valutazione dei rischi in termini di metriche di impatto sociale, ambientale, salute, sicurezza e reputazionali.

A seguito del percorso di sensibilizzazione interno suf tema difitri umani avviato nel 2016, nel 2018 la formazione sul diritti umani în Eni ha visto ferogazione di consi e-learning specifici per alcuna funzioni, di approfondimento rispetto al corso erogato nel 2015-2017 a tutti i dipendenti. I corsi, sviluppati con il supporto del Danish Institute for Human Rights, sono volti a crease un linguaggio e una cultura comune e condivisa sui diritti umani e a migliorare la comprensione dei possibili impatti del business in materia.

Nel 2012 Eni ha identificato 4 aree in cui sono collocati i diritti umani considerati più riievanti rispetto alle attività svotte direttamente e a quelle svalte dai suai business partner, i co. "Salient Issue". Nel corso del 2018 tali aree sono state condivise con stakeholder esterni e autorevali esperti: diritti umani (i] sul posto di lavoro36; [ii) nelfa catena di fornitura; (fii) nelle comunità; (iv ) nelle operazioni di security. La promozione e la tutela dei diritti umani nella catena di fornitura è garantita attraverso attività di assessment e l'applicazione di criteri basati su standard internazionali, come gli standard SA 8003. Nel 2018 sono stati oggetto di tali assessment 20 fornitori, di cui 1 dell'Ecuador, 2 del Vietnam, 2 dell'Egitto e 15 italiani. Erii, inoltre, è impegnata nella predisposizione di un codice di condatta rivolto ai forniton37, che ribadisca l'importanza del rispetto dei principi cardine di sostenibilità nella catena di fornitura. Ulteriori azioni per contrastare fe forme di moderna schiavità e la tratta di essen umani ed impedire la sfruttamento di mincrafi associati a violazioni dei diritti umani nella catena di fornitura sono approfondite rispettivamente nel Modern Slavery Statement 38 e nella Posizione sui "Conflict minerals" 28.

Eni è impegnata nel prevenire possibili impatti negativi sui diritti umani di individui e comunità ospitanti prevedendo opportune misure di gestione. A tal fine, nel corso del 2018 sono stati svolti gli "Human Rights Impact Assessment" (HSM) in Mozambico e Angola, pitre al follow-up di quello svolto in Myanmar nel 2016, per i guali Eni si è avvalsa del supporto del Danish Institute for Human Rights. è stato inaltre dofinito un modello di classificazione dei progetti di business per determinare il livello di rischio di impatto sociole a suí diritti umani associato, in base al quale veneono avviati opportuni anorofondimenti, tra cui sli stessi HRIA.

Eni gestisce le proprie operazioni di security nel rispetto dei principi internazionali previsti anche dai Voluntani Principles on Security & Human Rights. Eni ha progettato un insieme coerente di regole, processi e strumenti per garantire che: (i) i fornitori delle forze di sicurezza siano selezionati in base a criteri afferenti i diritti umani; (ii)

I termini contrattuali comprendano disposizioni sul rispetta dei diritti umani; (iii) gli operatori e i supervisori della sicurezza ricevano formazione adeguata; (iv) gli eventi considerati più a rischio siano gestiti conformente agli standard internazionali.

A complemento di tutte le azioni intraprese per assicurare il rispetto dei diritti umani, dal 2006 è vigente una procedura Eni, inserita tra gli Strumenti Normativi Anti-Corruzione, che reggia il processo di ricezione, anatisi e trattamento di eventuali segnalazioni, anche in farma anonima, da porte di dipendenti o terzi.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2018 è proseguito il programma di formazione sui diritți umani [dopo la campagna massiva svoltasi tra il 2016 e il 2017] con specifiche iniziative ai follow-up per approfondimenti tematici che continueranno nel 2019 congiuntamente alla campagna per la famiglia professionale degli approvviginnamenti. Inoltre, è stato reso disponibile il corso "Sostenibilità e integrazione con il business" in lingua inglese e francese a turti i dipendenti fini, per un totale di circa 7100 iscrizioni. Nel 2018, i corsi e-leaming hanno trattato il tema dei diritti umani in riferimento a: rapperti con le comunità (140 persone), posto di lavoro [circa 1.240 persone} e security (207 persone), destinati a diversi. target di dipendenti a seconda del cuntenuro dei moduli formativi. Il tema dei diritti umani & security è poi regoliarmente affrontato in tutti i percorsi formativi rivolti al personale di sicurezza, quali workshopper i Security Manager e Security Officer di nuova nomina, formazione e-leaming generica e specifica. Anche grazie ai corsi sopra menzionati, la percentuate di personale appartenente alla famiglia professionale di Security formato in tema di diritti umani si è attestata al 96%.

Same

Innitre, Eni dal 2009 conduce un programma di formazione a forze di sicurezza pubbliche e private presso le consociate, ficonosciuto come best practice nella pubblicazione congiunta Global Compact e Principles for Responsible Investment (PRI) delle Nazioni Unite det 2013. Nel 2018, la sessione formativa è stata svolta a Tunisi ed è stata indirizzata agli operatori privati di Security che svolgono la toro attività presso i siti direzionali ed operativi di Eni.

Per quanto concerne le segnalazioni, nel 2018 è stata completata l'istruttoria su 79 fascicoli, di cui 3140 includevano tematiche afferenti i diritti umani, principalmente relativi a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori. Tra queste sono state verlficate 34 asserzioni: per 9 sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati e sono state Intraprese azioni per mitsgarne e/o minimizzarne gli impatti tra cui: {i] azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestiono dei Rischi, relativi a implementazione e rafforzamento di controlli in essere, interventi di sensibilizzazione e formazione verso i dipendenti: (ii) azioni verso i fornițari e iii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il Modello 231 e il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicaoili. A fine anno risultano ancora aperti 21 fascicoli, in 5 dei quali sono richiamato tematiche relative ai diritti umani, riguardanti principalmente pe tenziali impatti sul diritti dei lavoratori.

[96] 51 rimanda alla sezione "Persone" a pag. 118-120.

• 1381 In conformità alla normativa inglese Modern Slavery A:1 2015.
• 1391 20 adempimento alla nomasivo della US SEC.

1401 Amirelativia società cansclidate con il melodo integrate

^[37] hip 2018 redarto un draft de biocunento ed avrista una campegna pilota, in halla e all'estero, che sl è construments posta dei il milizi

83942/620

Principali indicatori di performance

Principali Indicatori di performance
Ure de sicate a formazione sur diritti umani	Untukan	201623	7.805	133.874
20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0		164	52	351
Distance		10.489	2753	023 520
Dipendenti che hanno ricevato formazione sui diritti umani.[1]	(%)	ਹੈ।	74
Forze di sicurezza che hanno ricevato founazione sur difitti umani	(numero)	73	3081ન	53
Personale di security (famiglia professionale) che ha ricavota formazione sur diritto umani/1	('#l	તેમને તેમના લોકોનો મુખ્ય વ્યવસાય ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામનાં લોકોનો મુખ્યત્વે ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામનાં લોકોનો મુખ્યત્વે આવેલું એક ગામનાં મુખ્ય	BB	83
Contratti di security contementi clausisle sul diritri umani		ad	દિવે	ਹੈ.
Fascicoli di segnatozionial (assorzioni)["] afforenti il rispetto del diricti umani -chiusi nell'anno":	(sumero)	31 (34)	29 (32)	રેફ
Asserzioni formate		9	E	11
Asserzioni non fondate con adoziano di azioni ei miglioramento		9	9	5
Asserzioni non fondate/gener sche		16	20	ਾ

la Jale percentuale i calcula come neperta crail numero di dipendenti ise hasen comments sul numero sul numero sul numero torole del perendantiscriti.

in diver sur sumari de la celly (sema sui dinici con i cost enche signille, con e i passana devare tra un anno e l'anno craderi stiche dei progetti formativi ed alle contingurite operative.

(c) Si cana di un valore percentuale cumulare.

ู้ (Pasocoto i segmatorial (Aller on 1) สิทธิรา (Allatin in Canada and (che prost contrasse เล็ก 1 วัดรานาคารเขาเลอรมาระหว่า (กต/ร และ รอกเ ipurtali la simesi dell'iso voto ese potenti in time segralazione, itasion de planti e alle e al eventua i plant daparte individual.

(c) Per Fanna 2016 il dara sappresemato si riferisce ai fascicali e non alle asserzione.

(1) I daorelatel aglianon 2016 x 2007 Inchience annum nast referel a società non consolidate imegralivelate

• 2016: 1 fascioco non fondato con adozione di azioni di miglio ameno

• 2017: 1 fasciaco con un k asserzione non fondata/generica.

Fornitori

Eni adotta criteri di qualifica e selezione dei fornitori per valutarne la capacità di soddisfare gli standard aziendali in materia di affidabilità etica, salute, sicurezza, tutela dell'ambiente e dei diritti umani. Eni realizza tale impegno promuovendo presso i fornitori i propri valori e coinvalgendoli nel processo di prevenzione dei rischi. A tal fine, nell'ambito del proprio processo di Procurement, Eni: {|] sottopone tutti i fornitori a processi di qualifica e due difigence per verificarne professionalità, capacità tecnica, affidabilità etica, economica e finanziaria e per minimizzare i ilschi insiti nell'operare con terzi; (ii) richiede a tutti i fornitori vo formale smpegno al rispetto dei principi del proprio Codice Etico [quali la tutela e promozione dei diritti umani, rispetto di standard di lavoro sicuri, salvaguardia dell'amosente, contrasto alla corruzione, osservanza di leggi e regolamenti, integrità etica e correttezza nelle relazioni, rispetto delle norme antitrust e di concorrenza leale ); (iii) monitora il rispetto di tali impegni, per assicurare il mantenimento da parte dei fornitori di Eni dei requisiti di qualifica nel tempo; {iv} qualora emergano críticità richiede l'implementazione di azioni di miglioramento dei loro modelli operativi o qualora non soddisfino gli standard minimi di accettabilità, ne limita o inibisce l'inviro a gare.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del 2018, oltre 5.000 fornitori (tra cui tutti i nuovi) sono stati oggetto di varifica e valutazione con riferimento a tematiche di sostenibilità ambientale e sociale (es. salute, sicurezza, ambiente, diritti umani, anti-comuzione, compliance]. Per il 19% di questi fornitori sono state nilevate potenziali criticità e/o possibili aree di miglioramento, tali comunque da compromettere, nel 91% dei casi, la possibilità di farvi ricorso, mentre per il restante 9% dei fornitori oggetto di verifica le critica rilevare hanno comportato l'interzuzione protempore dei rapporti con Erri, Nel 2018 sono infatti state rilevate criticità e/o aree di miglioramento su 1.009 fornitori, di cui per 95 la valutazione in fase di qualifica ha avuto esito negativo (es. non qualifica) coppure per cui Eni ha emesso un provvedimento ostativo finonitoraggio, stato di attenzione con nullaosta, sospensione o revoca della qualifica); il dato 2018 relativo ai fornițiri con cui sono stati Interrotti i rapporti, in cato rispetto agli anni precedenti, riflette il minor numero di inchieste per illecito che hanno interessato fornitori Eni nel corso dell'anno. Le criticità silevate (con conseguente richiesta di implementazione di pisni di miglioramento) durante il processo di qualifica o l'assessment Human Rights sono riconducibili a tematiche RSE e a violazioni di Diritti urnani, ad esempio a norme salute e sicurezza, violazione del codice etico, corruzione, poa-reati.

Principali indicatori di performance

L			11 - 2018 - 2018 - 2017 - 2017 - 2018
Numero fornitore oggetto di assessment con ziferimento ad aspetti nell'ambito della responsabilità sociele	04800	5.184	ട്. വട്ടാ	5.471
di cui. numero fornitori con criticità/aree di miglioramento-		1.000	1.248	1.336
di coi: numero fomitori con cul Eni es Interrato I rapporti		ar	85	131
Nuovi fornitori valucati seconde criteri sociali	[1]	LODK	100%	100%

gilli : Trasparenza e lotta alla corruzione

83942621

127

Eni aderisce al Global Compact che incoraggia le aziende aderenti ad allineare le attività a dieci principi universalmente riconosciuti în termini di diritti umani, lavoro, ambiente, trasparenza, fotta alla corruzione e a contribuire al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo delle Nazioni Unite ISBGs I.

I procipi del GC sono riflessi nel codice etico di Eni. In particolare, il ripudio della corruzione è uno dei principi fondamentall del Cadice Etico di Eni fin dal 1998, diffuso a tutti i dipendenti in fase di assunzione, e del Modello 231. Eni ha progettato e sviluppato il Compliance Program Anti-Corruzione, nel rispetto delle vigenti disposizioni applicabill, delle convenzioni internazionali e tenendo conto di guldance e best practice, oltre che delle policy adottate da primarie organizzazioni internazionali. Si tratta di un sistema organico di regole e controlli volto a prevenire pratiche corruttive, tutte le società controllate di Eni, in Italia e all'estero, sono obbligato ad adottare, con delibera del proprio CdA32. sia la Management System Guideline 4 che tutti gli altri strumenti normativi anti-correlzione emessi alla controllante

Il Compliance Program Anti-Corruzione di Eni si è evoluto negli anni in un'ottica di miglioramento continuo, tanto che nel gennaio 2017 Eni SpA è stata la prima società italiana ad aver ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 "Anti-bribery Management Systems". Ai fini del mantenimento di detta certificazione, Eni SpA è sottoposta annualmente ad audit di soi veglianza da parte dell'ente certificatore. Al 31 dicembre 2018, Eni è stata sottoposta a due audit di sorveglianza, conclusi entrambi con esito positivo.

Per garantire l'effettività del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni, sin daf 2010, è stata costituita una struttura organizzativa ad hoc, l'unità anti-corruzione, incaricata di fornire supporto specialistico alle linee di business e alle società controllate in Italia e all'estero. Questa unità realizza altresi un programma di formazione anti-corruzione, sia attraverso e-leaming sia con eventi in aula come workshop generali e job specific training. I workshop, costruiti su format interattivi, vengono effettuati in base all'indice scilato annualmente da Transparency International (Corruption Perception Index) e alla presenza Eni nelle singale realtà. Tali workshop offrono una panoramica sulle leggi anti-corruzione applicatili a Eni, sui rischi che potrebbero derivare datla toro violazione per persone fisiche e giuridiche e sul Compliance Program Anti-Corruzione adottato per far fronte a tali rischi. Generalmente insieme al workshop vengono realizzati job specific training, ossia eventi formativi destinati ad aree professionati a specifico rischio di corruzione. Nel corso del 2018 è stata definità una metodologia per la segmentazione sistematica delle persone Eni per il rischio di corruzione sulla base dei driver di rischiosità quall; Paese, qualifica, famiglia professionate e numero di dipendenti del sito, al fine di ottimizzare l'individuazione dei destinatazi delle diverse iniziative formative. Il roll-out applicativo dalla metodologia è previsto nel corso del 2019. Inaltre, nel corso del 2018 è stata realizzata un'iniziativa di comunicazione sulla intranet aziendale denominato "Compliance lips", al fine di promuovere a tutti i livelli la diffusione della cultura della compliance in cui sono

state affrontate possibili situazioni a rischio in cui potrebbe incorrere un dipendente.

Inoltre, nel 2017 è stata svolta una board induction rivolta al Collegio Sindacale e nuovi amministratori sui processi di compliance integrata e Internal Audit, con focus su Segnalazioni e vezifiche integrative sugli strumenti nonmativi anti-corruzione.

Per valutare l'adeguatezza ed effettiva operatività del Compliance Program Anti-Corruzione, nell'ambito del piano integrato di audit approvato annualmente dal CdA, Eni svolge specifiche verifiche sulle attività rifevanti, con interventi dedicati e analisi su processi e società, individuati sulla base della rischiosità del Paese in cui operano e della relativa materialità, nonché su terze parti considerate a maggior rischlo, ove previsto contrativalmente.

A testimonianza dell'impegno di Eni per migliorare la governance e la trasparenza del settore estrattivo, fondamentale per favorire un buon uso delle risorse e prevenire fenomeni corruttivi, Eni aderisco all Extractive Industries liansparency Initiative (EUTI)43

L'adesione all'Ell'I è un valore per Sni nonostante dal 2017 la società pubblichi la "Relazione suf pagamenti ai governi" in ottemperanza sgli obblighi di reporting introdotti alla Direttiva Europea 2013/34 UE [Accounting Directive] . Inoltre, il 24 maggio 2018 il CdA ha approvato le Linee Guida in Ambiro Fiscale (Tax strategy) che detiniscono gli impegni Eni in materia di trasparenza fiscale finalizzati all'assolvimento delle imposte nei diversi Paesi dove si genera Il valore in modo coerente con la lettera e con lo spirito delle teggi in vigore, in linea con te raccomandazioni OCSE, In tema di contrasto all'evasione fiscale e allo spostamento dei profitti verso Paesi a bassa fiscalltà [Base Erasion and Profit Shifting] delle Multinational Enterprises.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del 2018 sono stati svolti, in 13 Paesi, 32 interventi di audit che hanno previsto verlfiche anti-corruzione che hanno confermato nel complesso l'adeguatezza ed effettiva operatività del Compliance Program Anti-Corruzione.

Nel 2018 è proseguita la campagna di formazione e-learning sui temi anti-corruzione finalizzata a formare tutta la papalazione aziendale; tali campagne stanno progressivamente andando a regime, assicurando così la totale copertura in termini di formazione per tutte le persone Eni. Nel 2018, tale campagna ha raggiunto 2.844 dipendenti, di cui il 32% rappresentato da figure manageriali e con una copertura che rispecchia la presenza di Eni nei territori in cui opera: 41% in Italia, 29% in Africa, 17% in Asia, 11% nel resto d'Europa e il 2% nelle Americhe.

Nell'ambito dell'impegno con ElTi, Eni segue le attività svolte allivelto internazionale e, nei Paesi aderenti, contribuisce annualmente alla preparazione dei Report e, in qualità di membro, parteclipa alle partività dei Multi Stakeholder Group in Congo, Mozambico, Timor Est, Ghana e UK. In Kazokhaten, Nigerla e Messico, le consociate di chisi Interfacciano con i Multi Statieholder Group locasi di ElTI medignite le associazioni di categoria presenti nei Paesi.

⁽⁴¹⁾ Din alternativa dell'organo equivalente a soccinda della società controllola.

⁽⁴²⁾ Le MSS happesentant in the le really Engle In gestone dei processions de properto i business e de processionario condi condinario di condinario di complanerana di compla

⁽⁴³⁾ Inizioniva gobale per promusure un usparsabile e trasparene dellerisonse finanziarie generato nel sectore estantivo.

339421622

Principali indicatori di performance

					2017		2016
					Sacietà : consollatio Tetale integra/mento		Secieta consollate : fotate ; integralmente
interventi di audit con vesifiche anti-corruziona	[numera)		32		36		33
Elearning per figure manageriali	(numero di partecipanti)	ેન્ડો	920	493	452	665	822
E-leaming per altre risorse		1990	1.924	1.857	1.735	9.364	8 452
Warkshop generale		1.365	1 765	1.434	1 329	1.269 1
Job spesific training		1.461	1.461	1.539	1.503	1.214 -
Paesiin cu Eni supporta i Multi Stakeholder Group locali di EITI	lnuméra j	8		9		B

(á) Ildatairelude un esigunumenti i toss s Eri aparterenti a societan memorine parinero di considering con il recordo inquire considior socional data considio.

PROMOZIONE DELLO er SVILUPPO LOCALE:

MODELLO DI COOPERAZIONE

Da sempre il tratto distincivo di Eni è caratterizzato dall'a volontà di rispondere alle necessità di sviluppo dei Paesi in cui opera, interagendo su base continuativa con le istituzioni e gli stakeholder lacali. Affinché questo si realizzi, Eni ha adottaro un approccio sisternatico e applicabile nelle diverse fasi del business in ogni realtà operativa. Negli ultinci anni Eni ha assicurato che dalle fasi di negoziazione, all'esplorazione, fino a tutti i processi operativi incluso il decomissioning, ci fossero strumenti adeguati per conoscere il contesto socio-economico locale. anche In relazione ai diritti umani, e per gestire le richieste degli stakeholder nonché i bisogni delle comunità. Grazie a questi strumenti è possibile definire un piano di interventi nel territorio strutturato che assicuri l'integrazione sia delle esigenze locali che delle indicazioni contenute nei piani di sviluppo nazionali, nell'Agenda 2030 delle Nazioni Unite e nei National Ceternsined Contributions ( NDCs).

La strategia di supporto allo sviluppo del territorio cone la persona al centro e si basa sulla valorizzazione delle risorse energetiche dei Paesi e sulla definizione di friziative volte a migliorare le condizioni di vita delle comunità locali. Lo sviluppo delle fonti energetiche è l'obiettivo del modello di business di Eni e prevede la costruzione di infrastrutture per la produzione e il trasporto di gas sia per l'esportazione, sia per il consumo domestico, e la costruzione di impianti off-grid e on-grid per la produzione di energia elettrica. Sostenere la sviluppa sulla base delle necessità locali, in sinergia con oli obiettivi di business in un'ottica di lunga termine e minimizzare le facupe socio-economiche coinvolgendo tutti gli stakeholder, oggi significa affrontare eventi sempre più complessi e globali come cambiamenti climatici è fenomeni migratori che richiedono di estendere il raggio di azione oftre l'"area operativa" degli impianti.

Per affrontare queste sfide, attuali e future, il modello di cooperazione di Eni prevede tre dirattrici:

1. Community Investment: Eni promuove un ampio portafoglio di iniziative per migliorare le condizioni di vita delle persone attraverso interventi di diversificazione economica quali lo svituppo di progetti agricoli, di micro-imprenditarialità, micro credito a progetti infrastrutturali, interventi di promozione dell'educazione, di accesso all'acqua, di tutela della satute quali it potenziamento dei servizi di salute pubblica e artività di sensibilizzazione e responsabilizzazione delle popolazioni beneficiarie.

2. Partnership Pubblico Privato: in coerenza con l'accordo di Addis Aboba "Financing for development" del 2015, Eni ha avviato collaborazioni con organizzazioni per la comperazione allo sviluppo per mettere a fattor comune disorse non solo economiche ma anche in termini di abilità, know-how ed esperienza. In particolare, nel 2018 Eni ha attivato partnership pubblico-privato con l'United Nations Bevelopment Programme (UNDP), per contribuire allo sviluppo sostenibile e favorire il raggiungimento degli 50Gs, in particolare l'accesso universale all'energia entro il 2030, azioni volte a combattere i cambiamenti climatici e la protezione, il ripristino e l'uso sostenibile dell'ecosistema terrestre e con la Food and Agricultural Organization {FA0} per l'accesso all'acqua pulita e sicura in Nigeria.

3. Manitoraggio e valutazione degli effetti diretti, indiretti e indotti della presenza sul territorio: Eni, per misurare gli impatti e i benefici delle proprie iniziative ed amplificarne gli effetti, ha sviluppato in collaborazione con il Politecnico di Milano due strumenti: il Modello El.CE (Eni Local Content Evaluation) = l'Eni Impact Tool 4.

(44) ↑ Nodello Eccli (Entern Evelation) è un mudican del Priitecnico di Mlalo per i val.tarine de li effecti di Mlalo per i val.l.tarine degli effecti directi i nederi entral dalle attività di Enl a livello locale nei concesti in cui apera.

Enil masc fort una menodota del Prinetrio di Pritechio di Millaro che permette di vitulare pli impart prejali, e contra collection in proprio a contra letterestra sio, di quantificare i benerio generali e indicizzare le scelte di investiniento por la future iniziative.

OJCHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO

Un ulteriore strumento per la selazione con il territorio è lo Stakeltolder Management System, dedicato alla mappatura, gestione e al monitoraggio delle relazioni con i propri stakeholder nei Paesi di presenza e la gestione dei grievance in tutte le fasi del business, al fine di garantire la presa in carico di tutti i suggerimenti degli stakeholder, fornire adeguato risposte e prevenire potenziali fattori di rischlo. Tale mappatura include, dal 2018, arrche popolazioni indigene ubicate nelle vicinanze di aperazioni e progetti operati. Tra le attività di moniforaggio vengono incluse anche analisi atte a misurare la percentuale di speso verso fornitori locali presso altune rilevanti consociate estero unstream. La percentuale di speso 2018 verso fornitori locali, in questi Paesi, è parì a circa il 33%.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2018, la spesa complessiva di community investment ammonta a circa €94,8 milioni (quota Eni), di cui circa il 98% nell'ambito delle

attività upstream. In Asia sono stati spesi circa € 21,9 milioni, principaimente frivestiti nell'ambito della diversificazione economica, in particolare per la manutenzione di infrastrutture vlarie (ponti e strade). In Africa sono stati spesi un totale di €46,7 milioni, di cvi €43,9 milioni nell'area Sub-Sahariana principalmente nell'ambita della formazione professionale e nella realizzazione di infrastrutture scolaștiche (al netto della spesa per resettfement). Sono staff investiu circa C32,4 milioni In attività di sviluppo Infrastrutturale, di cui €13,4 milioni in Africa e €15,2 milioni in Asia. Sul tema della salute, nel 2018, il sectere upstream, al fine di valutare i potenziali impatti dei progecti sulla salute delle comunità coinvolte, l'a concluso 20 studi di HIA (Health Impact Assessment), di cui 7 come studl integrati ESHIA (Environmentali, Social and Health Impact Assessment). Sono stati inotre svolti 3 studi di HRIA (Human Rights Impact Assessment) **, Il numero totale di grievance ricevuti è 193, di cui 136 casi sono stati risolti e chiusi. In particolare, in Ghana sono stati chiusi if 97% doi reclami,

14

129

A lucida in the stori of became and
					2017		2016
	(soillori di cura)				Sociera consolidate Totale Integrahnants.		Sacieta ! conspildato : Totale , Integralmente !
Community investment"		ਲੂ	73.9	70.7	કુ	8-1-2	GD.3
di cui: infrastrutture		32,4	29,6	22,1	22,1	23,3	23.3

(a) Il dato include te attività di reseultement, part a € 19,1 milioni nel 2018.

1626 83947

TEMI MATERIALI DI SOSTENIBILITÀ

nrioritari, per l'ozienda e i propri stakeholder, che identificano le sfide - di vafore nel tungo periodo.

Per Eni i terni materiali di sostenibilità rappresentano quegli aspetti

ً Processo di definizione dei temi materiali

l.a definizione deitemi materialità per Eni si tossa su un processo di identificazione e prioritizzazione che tiene in considerazione:

130.5		. July 1954
ANALISI DI SCENARIO	RISULTATI DEL RISK ASSESSMENT	PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER
Temi emergenti dal contesto di attivita e stato di avanzamento rispetto al Piano Strategico. L'analisi è presentata ogni anno al Comitato Sostenibilità e Scenan e approvata dal CdA di Eni.	Principali rischi che includono potenziali impatti ambientali, sociali, reputazionali e sulla saluto e sicurezza. Questi sono softoposti trimestralmente al Can dall'AD.	Temi prioritari di sostenibilità secondo i diversi stakefvolder 5 di Eni.

t temi identificati, prioritizzati a seconda delle diverse linee di business, sono alla base dell'elaborazione del Piano Strategico quadriennale e della reportistica non finanziaria [Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario ed Eni for). Successivamente, sulla base del Piano Strategico, sono definiti gli obiettivi manageriali (MBO) di sostenibilità attribuiti a tutti I dirigenti. I temi materiali sono quindi presentati al Comitato di Direzione, Comitato Sostenibilità e Scenari, e portati in informativa al CdA all'inizzo del processo di reporting.

Di seguito sono evidenziati i terni materiali 2018 ai quali sono stati associati gli obiettivi di aviluppo sostenibile {SESS} su cui le attività di Eni hanno un impatto diretto o indiretto.

	I TEMI HATERIALI 2018
	PERCORSO DI DECARSONIZZATIONE
	CONTRASTO AL CAMBIAMENTO CEMATICO	Emissioni GHG, Promozione del gas naturale, Rinnovabill, biocarburanti e chimica verde	SDGs: ? = 9 = 12 = 13 - 17
	INNOVAZIONE TECNOLOGICA		SDGs: 7 - 9 - 12 - 13 - 17
日本	MODELLO PER L'ECCELLENZA OPERATIVA
	FERSONE	Occupazione e Diversità e Inclusione Formazione Tutela della saluto dei lavorabori e delle comunità	SDGs: 3 - 4 - 5 - 8
	SICUREZZA	Sicurezza delle persone a asset integrity	5DGs: 3 - 8 - 17
	REDUZIONE DEGLI IMPATTI AMBIENTALI	Risorsa idrica, biogliversità e ol spiñ	SDGs: 3 - 1 = 12 - 14 - 12
	DIRITT UNANI	Diritti dei lavoratori a delle comunità locali, Catena di fornitura e Scourity	SDGs: 4 · 8 = 10 = 76 - 17
	INTEGRITA NELLA GESTIONE DEL BUSINESS	Trasparenza e Lotta alla corruzione	SDGs: 10 - 16 - 17
	PROMOZIONE DELLO SVILUPPO LOCALE, MODELLO DI COOPERAZIONE
	ACCESSO ALL'ENERGIA		5DGs: / - 9 - 10 - 17
	SVILUPPO LOCALE ATTRAVERSO PARTNERSHIP PUBBLICO PRIVATE	Diversificazione acanomics, Educazione e Formazione, Accesso all'acqua e all'igiane, Salute	SDGs: 2 - 3 - 4 - : 8 - 10 - 17
	LOCAL CONTENT		SDGS: 4 - 8 - 9

[46] Koncilitati seconda le lines grica della startard (71), del'Actualitability A4 (00) e dell'Insertational Einance Corporation

[

131

Spi Reluz oce Sinca. aria Carin Carante

83.942 625

PRINCIPLE CRITERI DI REPORTING

La Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario è stata predisposta in conformità al D.Lgs, 254/2016 e ai "Sustainability Reporting Standards", pubblicati dal Global Reporting Initiative [GRI Standards], che rappresentano la standard di rendicontazione adottato, secondo un livello di aderenza "in accordance Core" ed è stata sottoposta ad esame limitato da parte di una società indipendente, revisore del bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 del Gruppo Eni. Tutti i dati si riferiscono a Eni Sp4 e alle società consolidate integralmente, Incitre, per i dati sicurezza, ambiente, clima, segnalazioni, formazione anti corruzione e community investment è stata afiŝancara una vista addizionale in linea con altri documenti societari e in continuità con il passato. I dati sicurezza, ambiente e clima considerano le socletà significative dal punto di vista degli impatoi IISE, com duplice vista: it dato delle sole società

consolidate integralmente come richiesta dal Decreto e il dato inclusivo delle società in joint operation, a controllo congiunto o collegate in cui Eni ha il controllo delle operazioni". L'obiettivo, pitre a dare continuità al passato in coerenza agli obiettivi prefissati, è rappresentare i potenziali impatti delle attività di cui Eni ha la gestione. I commenti andati sicurezza, ambiente e clima si riferiscono al perimetro inclusivo delle società su cui Enli ha if controllo delle operazioni. Gli indicatori di performance, selezionati în base al temi individuati come più significativi, sono raccolti su base annuale secondo il perimetro di consolidamento dell'anno di riferimento e si riferiscono al periodo 2016-2018. Tutti gli indicatori GRI, riportati nel Content Index, fanno riferimento alla versione dei GRI Standard pubblicata nel 2016, ad eccezione di quelli dello Standard 403: Docupational Healthand Safety che fanno riferimento all'edizione 2018.

CAMBIAMENTO CLIMATICO

ENISSIONI GHG	Scapo 1: i GHG comprendono le emissioni di CQ, CH, e N, O; il Global Warming Patantial utilizzato è 25 per il CH, e 298 per it CH, e 298 per it CH, e 298 per it CH, e 298 per Nel corso del 2019 l'inventario Eni secondo ISAE 30007440. I fattori di emissione utilizzati per i calcali sono, laddove possibile, sito specifici o, in alternativa, ricavati dalla letteratura internazionale d:sponibile, Scope 2: le emissioni Indirette Scape 2 sono relative allo generazione di energia sistetrico, vapore e calore acquistati da terri e comprendono i contributi di CD, CR, e N.O.
INTENSITA Di EMISSIONI	Numeratore: emissioni di GHG dirette [Scope 1] e comprendent CO CH e N,O. Denaminatore: · UPS: produzione forda di strocarburi 100% operata · R&M; quontità lavorate in ingresso (materle prime e semilavorati) dalls raffinerie di proprietà · EniPower: energia elefinica equiry:liente prodotta
EFFICIENZA OPERATIVA	Cefficienzo operativo esprime l'intensita delle emissioni GHG (scope 1 e scope 2 caleplate subsenzione (en (conCO 30) delle principali produzioni industriall Eni rispetto alla produzione operata in barili di blio equivalento utiliza. Ado l'inton di conversione medi Eni) nei singli business di riferimento misurante quindi il grado di efficienza pperativa in un contesto di decarponizzazione.
CONSUMI ENERGETICI	Consumo di fonti primarie: somma dei consumi di frel gas, gas caturale, gas di rafine inforocesso, GPL, distiliati legge iberrite, gasolio, keroseoe, alio combustible, FOK e cuke da FCC. Energia primarile incquistata da altre società: sommo degli acquisti di energia elettrica, calore e vapore da terzi. Il consumo da fonts innovabili dipende dat mix elettrico nazionale e irrilevante il consump da pannolli fotovonalci installati da Evii sui propri asset.
INTENSITA ENERGETICA	Lindico di intensità energetica cella raffinazione rappresenta il value complession dell'entralia estativamente utilizzata in Un determinato anno nel vari impianti di processo delle lafinerie, rapportato al corrispondente valsre a consumi standard prodefiniti per tiascur impianto di processo. Por confronta negli anni i dati è stato ce: side ano come riferimento (100%) it dato relativo al 2009, Per tali indici il numeratore rappresenta il consumo di fonti primarie e acquisti di encrigia elo vazare
SP	PERSONE, SALUTE È SICUREZZA
OCCUPAZIONE	Eri si avvale di un numero elevato di contralisti por lo svolgimento delle attività all'interno dei propri siti.
RELAZIONI INDUSTRIAL	In merito alle relazioni ledustriali, il persodo minimo di preavorso per modifiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi vigenzi e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera. Digendenti Coporti da Contrattazione collettra: si intendono quei di pendenti il cui rapporto di l'ovoro è regolato da contrați o accondi di tipo collectivo, siano essi nazionali, di categoria, aziendali o di sito.
ANZIANITA LAVORATIVA	Numero medio degli anni lavorati dal personate dipendenta presso Enl e controllate.
ORE DI FORMAZIONE	Ove erogate ai dipendenti Erii tramite percarsi formativi gestiti e raalizzati da Eni Corporate University (ada a distance) e qtriplierso attività realizzata dalla unità organizzative delle aree ài Business/300leta di Eni in autonomia anto.ellita training di shejob Lo dro medie di formazione sono calcolate come co di formazione totali diviso il numero medio di dipendenti pell'anno.
SENIOR MANAGER E MANAGER OCALI ALLESTERD	Rapporto tra numero di senior manager + trapages locali (dipendisati originan del Paese nel quate ha sede la loro principale attività lavorasva) su totale occupazione estero.

(47) Dasa visa inchide le segund society on correct of rennes significative to punto of visite the minutes for une in the Present Mand Contribution of Present Parked Corpora (4) (035) Prosint (6 natural Belleteur (2010) (1) Le Mesters (1967-1961) (0) R Gas 91 Etrosel Belosed Belows) (1981-1974) (1985-1919) (1985-19) Co, Moders of Cosino Go Livano Sp., Petrover Srl, Servito Forman Spi, Escentral Sp. Jectores Sk, Ilectores Sk, Ilecture de Spi-Ketho, Eri Gri Gri Gri Gri Gri Gri Gri Gri Gri Services S.) Versalis Congs Sant, Versais Kirus Ticaret Linited Sivel. Versais Pacific | India | Private Linitiad, Societa Enifesty (Loirenger) (Lairenged Enifores) (Lai

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	METODOLOG
SICUREZZA	TRIR: indice di frequenza di inforum i totali registrebili (inforteni con gloral di assenza, fratta menti medici e casi di lin-jazione al lovaroj, Numeratore; najnero di infarturi tota "registrabili; denominatore: ore lavorate nello støsso periosio, Rissitato del rapposto mortiplicato per 1.000.000. isdice di falortual aul lavo ton gravi conseguenze: indice di fraquenza di riforuri, sul lavoro con gravi conseguenze (inforturi sul lavoro con giorni di assenza superiori a 180 giorni a che comportanto o permanonte). Numeratore: Numero di Intrature, lavoro con gravi conseguenze, de levorate nello stesso pariodo. Rissitano del rapparta matbilicato per 1.000.000. Nova miss: evento incidentalo la cui prigine, svalgimento ed effetto potenziale sono di ratura incidentale, differenziandosi però da un incidente soto in quarto l'esito non si e rile a concomitanze favorevoli o fortunose o alfinterveno miligato di sistemi teanici e/o arganizzativi di protozione. Vansiderati near miss quegli eventi incidentali che non si siano trasformati in danni dinforturs. I pericoli principali rileveti nel 2018 in Eni sono indivistati ralle seguemi tipologie di attività: ■ lavori in quoto; aspongo:no ifavoratori al risches di codure dall'alto, che in Eni si manifesta no soprattutro per i lavori che richiedono l'utilizzo di un parceggio a che prevedono il sollovamento di lavarotori tranite utilizzo di mbri coura di sicurezza (man ngging); · movinentazione dei carichi: espangono italiano: publici schiacciamenti, cadulo dasfâlto o sulla seesso piano principalmente durante il sollevamento di materiale e la spostamento sulfo stosso piazzo di materiali di varia tipo.
SALUTE	tiunero di denunce di malattie professionale presentate da eredi: indicatore utilizzato come proxy del numero di decessi dovuti a malattre professionali. Cast registrabili di malattie professionali: numero di denunce di mafatia professionale. Tipologia principall di matattie: [i] dovute od esposizione ad agenti chimici: neoplasie, malarrie del sistema respiratorio, iposcusje.
AMBIENTE
	PRELIEVE PORTE! L'acqua da TAF rappresenta la quota di falda suquinata frattata e nutilizzata nel ciclo procettivo.
	BIODIVERSITYA attive nozlonali e Internazionali, operate o in fise di sviluppo o di produzione, presenti nei facabase aziendali ultimo aggiornamento a giugno 2010 ] : he si sovrapponente o prioritarie protette o prioritarie per la badiversità (izati messi a disposizione di Elii da "World Database on Protected Areas" uitimo aggiornamento a dicembre 2018, e "World Database ol Key Biodiversity Areas" ultimo agadroamento a giugno 2018, nel quadro dell'adessae Erii alla Proteus Partnership di UNEF- WCMC j in cui operazioni i a sviluppo croduzione (pozzi, scali: «, pipello e e impianti anshore e offshare come documentati nel geodatabase GS aziendate ) si savrappongono ad aree proteine e/o KBA. Numoro di siti adiatonti ad precette o Kay Blodiversity Arros [KGA], concessioni per le quali fanalisi di sovrappositione sopra descritta apo ha confermato i shi operativi [svijupporproduzicae] sovraçposit ad aree protette o prioritario per la biodiversità, rillevando II kito posizionamento al di fuori di tali aree,

Ci sono alcune limitazioni da considerare quando si interpretano i risultati di questa analisti.

è riconosciuto a livello globale che esiste una sovrapposizione tra i diversi database delle are provetto e delle KBA, the pub aver portato ad un carto grado di duplicazione nell'onalis: [alcune aree prototte/KBA potrebbero essere contato più volte ];

i databass delle a respreste o prioricane per la biodiversità utilizzati per raparesanando le informazioni
più aggionnate disponibili a livetlo globale, porebbero non essere

Sversamento da contenimento primario o secondaria noll'amblerre di petroilitero da raffinazione o di iñito percifero occorso durante fattività oporativa o a seguito di atti di sabotaggio, furto e vandalismo.

Rifiva da attività produttive; rifiuti derivanti da attività provenienti de arrività de arrività di perforazione a dai RIFILTI cantieri di costruzione. camer di Lustrizioni e comprendono irifiuti derivanti da attività di pagase in sicurezza e bonifica del suolo, demolizioni e acque di falda classificate come rifiuto.

NQ, emissioni dirette total di ossidi di assidente a processi dí combustine con ana. Incluse conissioni di KQ, is attività di
fining, de processi di recupera dello zalfa, d TUTELA DELL'ARIA SO : emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di SO, ed 50 -MAPOC, emissioni dirette tatali idrocarburi, idrocarburi sostituiti e idrocarburi ossigenati, che evaporano a temperatura ambiente. È incluso il GPL ed escluso il metaro. PST: emissioni dirette di Particolato Sosoeso Totale, materialo sollabo finemente suddiviso sospeso In flussi gassos fattori

di emissione standard,

FORNITORI

SPILL

FORNITOR	Lindicatore si ciforisce ai processi gestiti da Eni SpA, Eni Pakistan; rappesenta tutti i fornitori oggetto di Due
OGGETTO	Dillgence, sottoposti ad un processo di qualifica, oggetto di un feedback di valutazione delle performance sulle are HSE,
DI ASSESSMENT	compirance o comportamento commerciale, oggetto di un processo di retroszione oppure sottoposti ad un assessment su
	tematiche di diritti umani (\$48000); l'indicatore si riforisce a tutti i fornitori per i quali le attività di Vendor Management şono accentrate in Eni Spa (es. tuti i foraltari (faliani, mega suppliar ed internativnal) e ai fornitori locali di En Ghana e
	Eni Pakistan.

DICHMARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO

83942622

133

	ITTA ALLA CORRUZIONE	: " ਤੋ 2
FORMAZIONE	E-learning par figure managerial); corsi on-line rively a figure managenari. ANTECORRUZIONE E-labraling por altre risorse; corsi on-line risorse non manageriali, Waskshop generate: eventi formativi in adla rivalti al personale a rischio corruzione. Job specific trafalog: eventi formatiri in avia sivolti ad aree professionali a rischio corrazione.
COMUNITÀ
5PESA VERSO	Lindicatore si riferisce alla quota di spesa 2018 versa fornitori locali. La scirilzione di "spesa verso fornitore iacak" e scara FORNITORI LOCAL declinata secondo ita seguenti modalità alternacive sulla base della provincia dei Pacsi analizzati: 1 J "Ketodo Equity" ( Ghana ): la quota di spesa verso fornitori locali è determinata la in proprietà della structura societaria [es. per una JV con 60% di carregonerite lacale, viene considerata come spossa versa formitore in 60B delle speso complessivo verso la IV); 2] Metodo Valuta locale' [Angola]: viene individuata come spesa verse famitori kvali la gosta parte pagasi in valuta locale; 3] Metodo della registrazione no Paese" (Itaq e Nigcria); viene individuata come locale. Ia spesa verso fornitori registrati hal Paese e non apartenenti a gropi internazionali/הלפנוליון/ (es. fornitori di serforazione/servizi ausiliari alla perforazionel; 4] "Metodo della registrazione nel Paese + Valuta Locale" (Congo); viene isdividuato come locale, a speso verso fornitori registrati cel Paese e non appartenenti a prupri internazionali/megasupplier (es. fornitari di servizi di perforazione/servizi ausiliari alla perforazione J. Per questi ultimi, si considera come locale la spesa esfectuato in valuta locale. La rosa del Psesi ai quali si riforisce l'indicatore di sposa sarà nonchata a partire dal 2019.
GREVANCE	Reclarni o lamentele sollevari da un individuo • o un gruppo di insinidi a impati reall o perceptit causer dalle attività prerative dell'azienda,

Tabelfa di correfazione tra temi materiali di sostenibilità per Eni e gli standard GRI

	MAERIA 1-D \$05 THULEA			Promice 1600
DECARBORIZZAZIONE PERCORSO DI	Contrasto al cambiamento climatico Emitsioni GIIG, Fromozione del gas natus ale, Rinnevabili, Biocarburanti e Chimica verde	GRI 201 Economic Performance GRI 305 Emissions	1	Fornitori e clientl [RNEF]; RNEC']
		GRI 302 Energy	1
	Ennovazione tecnologica		4
MODELLE PER LECCELLENZA OPERATIVA	Paragan Decupazione, Diversità e ipclusione Format kine Tutela della salute del la voraro. e delle comunirà	GRA 202 Market presence GRY 4D1 Empleyment GR14D3 Decupational HB23 GRA 406 Training and Education GR: 40S Dive: sity of gavernance bodles and employees	4.
	#22275555 Sicurezza delle persone è asset lintegring	GRI 403 Docupational HDS	ל	Fornitor
	Riduzione degli imparts amblental BUSORS BOSTR Biodiversita Q spill	GAL 303 Water GAI 304 Biadiversity GRI 306 Effluents and Waste GRI 397 Environmental compliance	1
	Dicity veneni Biritti dei lavoratori e della comunità locall Catena di fornicura Security	GRI 406 Non-Discriminatien GRI 41C Security Practises GRI 412 Human Rights Assessmant GRI 414 Supplier Secial Assessment	イ	Forze di sicurezza Incoll e Fornitori (ANEFL)
	Integrità nolla gostione det business Trasparenza e lotta alla corruziona	6RI 205 Anti-carruption	ל	Fornitori (RPEE ] ?
PROMOZIONE DELLO SULUPPO LOCALE	Accesso all'energia, Sviluppo locale attraverso Partnership pubblica-private Diversificazione aconomica Educazione è formazione Accesso all'acqua e afliglene Saline	GRI 203 Indisect Economic Impacts GRI 413 Local Cummunities	1
	Local contant	Gall 204 Procurement Practices	1	Farnitari [ZNEF]

| I ] INEF = Rendicontazione non estesa al levnitori.
[2] TRNEC=Rendicontazione non estesa al-clientil.
|3] RNEC=Rendlemocazione parzialmente estesa ai formitori.

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GRI Content Index

DISCLOSURE - BARROSO	T Ugescriptoke Del Childicatore Contraction Comments Comments Comments of Production of Childer
Profilo dell'Organizzazione
102-1	Nome dell'organizzazione	Relazione Finanzia na Annuale 2018, pag. 1
102-2	Printipli altivita, matchi, prodotti era servizi	Retazione Finanziaris Annuale 2018, pag, 3
102-3	Sede principale	Relazione Finanziaria Apprale 2013, retro cover
102-4	Pacsi os operatività	Rolazione Finanziana Annuale 2018, pag. 3
105-2	ala esprinte a proprietario e forma legale	Relozione Finanziaria Annualo 2018, retro cover https://www.eni.com/it IT/aziendargavernance/azionisti.page
102-6	Mercoti serviti	Relazione Finanziaria Annuale 2018, pag. 3
1022-7	Dimensione dell'organizzazione	Relazione Sinanziaria Annuale 2018, pag. 12-13 DNF, pag. 120; 131
102-8	Numaro di cipendenti por tipo di contralla, tegione e genere	SNF, pag. 120; 131
105-9	Descrizione della catena di fornitura	0NF, pag. 226
105-10	Modifiche significativo del Gruppo o della catena di fornitura	Relazione Finanziaria Annuale 2018, pag. 152-155; 367
102-11	Madalità di applicazione del principio o approccio prudenziare	Ralazione Finanziaria Annuale 2018, nag, 20-23
10242	Adazione di codiçi e principi esserni	Relazione Finanziaria Arinuale 2018, pag. 15
102-13	Adesione ad associazioni e organizzazioni e internazionali e internazional Prantiaria Anauale 2018, pez. 15
Strategia
102-14	Dichiarazone del Presidente e dell'Arnininistratore Dellegato	Relazione Finanzlaria Annuale 2018, pag, 7-11
105-15	Principali impatti, rischi e opportunità	Selazione Finanziaria Annuale 2018, pag. 20-23; 95-108
Etica a Integrita
102-16	Valori, principi, standard, cadici di condista e codici etici	Refazione finandista Annuale 2018, pag, 2; 4-5; 29 0KF pag. 112
GOVETTJance
105-18	Struttura di governo dell'organizzazione	Rolazione Finanziarja Annuale 2018, pag. 24-29
Cafavolgimento degli stakeholder
102.40	Elenco degli stakehalder colovaiti	Nelazione Finanziaria Annuale 2018, pag, 14-15
102-41	Contratti collettivi di lavoro	DNF, pag. 120; 131
105-42	Identificazione a selezione degli stakehader	Relazione Finanziana Ar Muale 2018, pag. 14-15
1112.43	Colinvolgimento degli stakeholder	Relazione Finanziaria Annuale 2018, pag, 24-15
102-44	Aspetti chiava e critiche emerse dal colnvolgimento degli stəkaholder	Relazione Finanziaria Annuale 2018, pag. 14-15
Pretiche di reporting
102-45	Saciera consolidate	Refazione Finanziaria Annuate 2018, pog. 344-367 DNF pag. 131
105-16	Delinizione dei contensti	DNE pag. 130; 133
102.47	Aspetti inatenali idestificati	ONF, pag. 130; 133
102-45	Sidefinizione delle informazioni	ONF pag. 117; 124; 31
102-49	Cambiamenti significativi di rendicontazione	CNF pag, 130, 133
102-50	Perledo di rendicontazione	DNF, pag. 131
102-51	Data di pubblicazione del precedente report	https://www.enl.com/it IT/documentazione.snage
202-52	Penodicità di rendicontazione	DNF, pag. 131
102.53	Contacti per ONF	2010 st/10/www.eni.com/it/T/scstenibilita/cantacti-sasteriluiris.page
102-54 / 105-55	Scelta dall'opzione in accordunça e Content index	DNE pag- 131 : 134-136
102-26	Attestazione esterna	DNF, pag. 137-139

.

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Specific Standard disclosures
DISCEDSURE : GESCRIPTIONE OF CHIPMENT ATTHE & 2 T	SEZIONE EXO NUMERD DI PLOCHA BOOK 1
CATEGORIA: PERFORMANCE ECONOMICA
Performance economica - Approccio di gestiono (103-1; 103-2; 103-3)	DNF pag. 112-114; 130; 133
Implicazioni finanziatia connesse al cambiamente climatico 2017-2	Relazione Firanziatia Annuale 2018, pag, 22-23; 104-108; ONE pag. 114-117
Presenza sul mercato · Approcelo di gaatione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 118-220; 130-131; 133
Managor e senior manager losali alfestoro 202-2	DNE pag. 139-120; 131
Impatti economici Indiretti =Approcelo di gestione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 128-130; 133
Investimenti infrastrutturalle per la sviluppo 203-1	ONF pag. 129
Praciena dagli acquisti - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)	DNE pag. 112-113; 128-130; 133
Saesa verso fornitari lacali 204-1	ONE pag. 128-129; 133
Anti comuzione - Approccio di gestione (103-2; 103-2; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 127-130; 133
Comunicazione e formazione su palitiche and corruzione 205-2	DNE pag. 132-128; 133
CATEGORIA: PERFORMANCE AMBIENTALE
Energia - Approceta di gestione 103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 114-117; 130-431; 133
3-30E Intensità chorgetica	DNF, pag. 116-117; 131
Acqua - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 122-124; 130; 132-133
303-1 Prelici idrici	DNF: pag. 123-124; 132
Blodiversità · Appracelo di gesdone (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 122-124; 130; 132-133
Operazioni in aree protette o at alto valore di bibovareita. 304-1	IINF pag. 123; 132	La disclosure sulla aiodivessible timitata alla sofa lines di business upstreem.
EmlostanJ - Approcelo di gestione (103-2; 103-2; 103-3)	DNF pag. 112-113; 114-117; 130-131; 133
Emissioni di gas serra dirette (Scope 1) 305-1	DNF, pag. 116-117; 131
Intensità calssiva 305-4	TET 'JE BIE BEG 3DD
Scarichi e rifiuli - Approcelo di gastione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 12-124; 130; 132-133
Rifisti per tipologia e modalità di smaltimento 306-2	22 :42F-124 . 880 SNC
306-3 Sversomenti significativi	ONE pag. 123-124, 137
Compliance ambientale - Approccio di gesticas [103-1; 103-2; 103-3]	DNF, pag. 112-113; 122-124; 130; 133
Complance ambiontalo 3 97-1	Relazione Finanziada Annuale 2013, pag. 211-215
CATEGORIA: PERFORMANCE SOCIALE Docupazione · Approccio di gostione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-213; 118-120; 130-131; 133
Assunzioni a risoluzioni	DNF pag. 119-120; 131
402-1 Saluta e sicurezza sul [avora - Approccio di gastione (103 -2; 103-2; 103-3; 403-1, 403-2, 403-3, 403-4, 403-5, 403-6, 403-2]	DNF, pag. 112-t13; 118-121; 130; 132-133
soval lo ages: luss inus inuturis ਸੰਧਰਤਾਰ	DNE pag- 121; 135
Madattie professionali 403-10	DNF, pag, 119-120; 132

0

.. .

8 3 8 4 2 (630

CHSCLOSURE DESCRIZIONE OF CANDICAT SEZIONE E LO MUNIERD DI PAGINA

Formazione a latruzione - Approccio di gostione (103-1; 103-3)		DMF, pag. 112-113; 118-120; 130-131; 133
404-1	Formazione dei dipendenti	131 -621-671
Divoratte в рассоротолив - Арлессю di девстове (103-1; 103-2; 103-2; 103-2; 112-113; 118-120; 130; 133;
405-1	Diversità degli organi di gaverna e dei lipendenti	057-617 :Bed :: ND
	Non discriminazione - Approccio di gestione (103-1; 103-2; 103-3)	DNF, pag. 112-113; 124-126; 130; 133
406-1	Incidenti di discriminazione e azioni intraprese	DNF, pag. 125-126
	Pratiche di sicurezza - Approccio di gestione [103-1; 103-2; 103-3]	DNF, pag. 112-123; 124-126; 130; 133
411-1	Formazione al personale di suppraturity	DNF, pag 125-126
	Volulazione des diffiti Umani - Approccia di gestione (103-2; 103-2; 103-2; 12-133; 130; 133
412 - 2	Formani inial coma birini Umani	DNF pag. 125-12G
	Camenti a locati - Approcela di gestlone (103-2; 103-2; 103-3)	SET (GEF-B21 TELT/I 'Bed JMG
413-1	Attivato di calnvolgimento della connunità locale	DHF rag. 12B-129
	Familiari e valutazioni sociali - Approcelo di pessiona (103-1; 103-2; 103-9)	DNF, pag. 112-113; 126; 130; 132-133
414-1	Qualifica sociate di ruovi forninari	DNF, pag. 126; 132

CATEGORIA: INNOVAZIONE TECNOLOGICA

Innovazione tecnologica - Appraccia di gestiona (103-1; 103-1; 103-2; 103-3)
1

EY S.C.A. Via Po, 32 00199 Roma

Tal: +38 06 324751. Familian College of the 129.00m

839421

Relazione della società di revisione indipendente sulla dichiarazione consolidata di carattere non finanziario ai sensi dell'articolo 3, comma 10, del Decreto Legislativo 30 dicembre 2016 n. 254 e dell'articolo 5 del Regolamento CONSOB n. 20267 18 gennaio 2018

Al Consiglio di Amministrazione della Eni S.p.A.

Ai sensi dell'articolo 3, comma 10, del Decreto Legislativo 30 dicembre 2016, n. 254 (di seguito "Decreto") e dell'articolo 5 del Regolamento CONSOB n. 20267 del 18 gennaio 2018, siamo stati incaricati di effettuare l'esame limitato ("fimited assurance engagement") della dichiarazione consolidata di carattere non finanziario della Eni S.p.A. e sue controllate (di seguito "Gruppo") relativa all'esercizio chiusa al 31 dicembre 2018 predisposta ex articolo 4 dél Decreto, presentata nella specifica sezione della Relazione sulla gestione e approvata dal Consiglio di Amministrazione in data 14 marzo 2019 (di seguito "DNF").

Responsabilità degli amministratori e del Collegio Sindacale per la DNF

Gli amministratori sono responsabili per la redazione della DNF in conformità a quanto richiesto dagli articoli 3 e 4 del Decreto e ai "Global Reporting Initiative Sustainability Reporting Standards" definiti dal GRI - Global Reporting initiative (di seguito "GRI Standards"), da essi individuato come standard di rendicontazione.

Gli amministratori sono altresì responsabili, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno da essi ritenuta necessaria al fine di consentire la redazione di una DNF che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili inoltre per l'individuazione del contenuto della DNF, nell'ambito dei temi menzionati nell'articolo 3, comma 1, del Decreto, tenuto conto delle attività e delle caratteristiche del Gruppo e nella misura necessaria ad assicurare la comprensione dell'attività del Gruppo, del suo andamento, dei suoi risultati e dell'impatto dallo stesso prodotti.

Gli amministratori sono infine responsabili per la definizione del modello aziendale di gestione e organizzazione dell'attività del Gruppo nonché, con rifermento ai temi individuati e riportati nella DNF, per le politiche praticate dal Gruppo e per l'individuazione e la gestione dei rischi generati o subiti dallo stesso.

II Collegio Sindacate ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sull'osservanza delle disposizioni stabilite nel Decreto.

Indipendenza della società di revisione e controllo della qualità

Siamo indipendenti in conformità ai principi in materia di etica e di indipendenza del Code of Ethio for Professional Accountants emesso dall'International Ethics Standards Board for Accountants, basato su principi fondamentali di integrità, obiettività, competenza e diligenza professionale, riservatezza e comportamento professionale. La nostra società di revisione applica l'International Standard on Quality Control 1 (150C Italia 1) e, di conseguenza, mantiene un sistema di controllo qualità che include direttive e procedure documentate sulla conformità ai principi etici, ai principi professionali e alle disposizioni di legge e dei regolamenti applicabili.

28 5.12.4. Sacio Legalet Via Pa, 32 - 200550 Ronia ate Seciale Fura 2. 525.000503 is. costito a la S.O. dal Registro colla lingresso e G.G.T.A.M.A. di Roma
Casilie i S.O.le e minaro driscrizione 00434000584 i numaro di F.A. 250504 EDULEZISBER KMF ecclitta u.Revistra Revisori Logat al n. 70945 Pouvecato sulle GU. Supps. 13 - 14 Serie Speciale del 17/2/1998 roisives in sicines citat. stringens ofiliatas each Chinsolo es progressivo ... 2 oslittern in. IDJ21 Lel 16/7/1997

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Responsabilità della società di revisione

È nostra la responsabilità di esprimere, sulla base delle procedure svolte, una conclusione circa la conformità della DNF rispetto a guanto richiesto dal GRI Standards. Il nostro lavoro è stato svolto secondo quanto previsto dal principio "International Standard on Assurance Engagements ISAE 3000 (Revised) - Assurance Engagements Other than Audits of Reviews of Historical Financial Information" (di seguito "ISAE 3000 Revised"), emanato dall'International Auditing and Assurance Standards Board (IAASB) per gli incarichi limited assurance. Tale principio richiede la pianificazione e lo svolgimento di procedure al fine di acquisire un Ilvello di sicurezza limitato che la DNF non contenga errori significativi. Pertanto, il nostro esame ha comportato un'estensione di lavoro inferiore a quella necessaria per lo svolgimento di un esame completo secondo l'ISAE 3000 Revised ("reasonable assurance engagement") e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti e le circostanze significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di tale esame.

t e procedure svolte sulla DNF si sono basate sul nostro giudizio professionale e hanno compresso colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile per la predisposizione delle informazioni presentate nella DNF, nonché analisi di documenti, ricakoli ed altre procedure volte all'acquisizione di evidenze ritenute utill.

In particolare, abbiamo svolto le seguenti procedure:

• 1. analisi dei temi rilevanti in relazione alle attività ed alle caratteristiche del Gruppo rendicontati nella DNF, al fine di valutare la ragionevolezza del processo di selezione seguito alla luce di quanto previsto dall'articolo 3 del Decreto e tenendo presente lo standard di rendicontazione utilizzato;
• 1. analisi e valutazione dei criteri di identificazione del perimetro di consolidamento, al fine di riscontrarne la conformità a quanto previsto dal Decreto;
• 1. comparazione tra i dati e le informazioni di carattere economico finanziario incluse nella DNF ed i dati e le informazioni inclusi nel bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2018;
• 1. comprensione dei seguenti aspetti:
  2. o modello aziendale di gestione e organizzazione dell'attività del Gruppo, con riferimento alla gestione dei temi indicati nell'articoto 3 del Decreto;
  3. o poliliche praticate dal Gruppo connesse ai temi indicati nell'articolo 3 del Decreto, risultati conseguiti e relativi indicatori fondamentali di prestazione;
  4. o principali rischi generati o subiti connessi ai temi indicati nell'articolo 3 dei Decreto.
• Relativamente a tali aspetti sono stati inoltre effettuati i riscontri con le informazioni contenute nella DNF e sono state effettuate le verifiche descritte nel successivo punto 5, fettera a).
• 1. comprensione dei processi che sottendono alla generazione, rilevazione e gestione delle informazioni qualitative e quantitative significative incluse nella DNF.

In particolare, abbiamo svolto interviste e discussioni con il personale della Direzione della Eni S.p.A. e con il personale della Vår Energi AS (già Eni Norge AS), Eni Ghana Exploration and Production Ltd e Versalis S.p.A. ed abbiamo svolto limitate verifiche documentali, al fine di raccogliere informazioni circa i procedure che supportano la raccolta,

l'aggregazione, l'elaborazione e la trasmissione dei datì e delle informazioni di carattere non finanziario alla funzione responsabile della predisposizione della DNF.

Inoltre, per le informazioni significative, tenuto conto delle attività e delle caratteristiche del Gruppo:

• a livello di gruppo
  • a) con riferimento alle Informazioni qualitative contenute nella DNF e, In particolare,
  • al modello aziendale, politiche praticate e principali rischi, abbiamo effettuato interviste e acquisito documentazione di supporto per verificarre la coerenza con fe evidenze disponibili;
  • b) con riferimento alle informazioni quantitative, abbiarno svolto sia procedure analitiche sia limitate verifiche per accertare, su base campionaria, la corretta aggregazione dei dati.
  • per la Eni S.p.A. (sito produttivo di Torrente Tona del Distretto Centro Settentrionale -DICS e raffineria di Taranto), la Versalis S.p.A. (silo productivo di Priolo), la Vår Energi AS (sito produttivo di Goliat offshore), la Eni Ghana Exploration and Production Ltd (sito
• produttivo di John Agyekum Kufur offshore), che abbiamo selezionato sulla base delle loro attività, del loro contributo agli indicatori di prestazione a livello consolidato e della loro ubicazione, abbiamo effettuato visite in loco nel corso delle quali ci siamo confrontati con i responsabili e abbiamo acquisito riscontri documentali circa la corretta applicazione delle procedure e dei metodi di calcolo utilizzati per gli indicatori.

Conclusioni

Sulla base del lavoro svoito, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che la DNF del Gruppo Eni relativa all'esercizio chiuso al 31 dicembre 2018 non sia stata redatta, in tutti gli aspetti significativi, in conformità a quanto richiesto dagli articoli 3 e 4 del Decreto e dai GRI Standards.

Altri aspetti

Con riferimento all'esercizio chiuso il 31 dicembre 2016, il Gruppo ha predisposto il documento "Eni for", i cui dati sono utilizzati a fini comparativi all'interno della DNF. Detto documento è stato sottoposto in via volontaria ad un esame limitato in conformità all'ISAE 3000 da parte nostra, sul quale abbiamo espresso delle conclusioni senza rilievi.

Roma, 5 aprile 2019

EY 5.D.A. 0/0/ m 3/

Riccardo Rossi (Socio)

83942 1634 ALTRE INFORMAZIONI

Adesione al Codice italiano pagamenti responsabili

In linea con la policy di trasparenza e correttezza nella gestione dei propri fornitori, Eni SpA ha aderito al Codice Italiano Pagamenti Responsabili che Assolombarda ha istituito nel 2014. Nel 2018 i tempi medi di pagamenti dei fornitori, secondo le previsioni contrattuali, si sono attestati mediamente a 55 giorni.

Art. 15 (già ert. 36) del Regolamento Mercati Consob (aggiornato con Delibera Consob n. 20249 del 28 dicembre 2017}; condizioni per fa quotazione di azioni di società controllanti società costituite e regalate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea.

In relazione alle prescrizioni regolamentari in tema di confizioni per la quotazione di società controllanti società costituita e regolate secondo feggi di Stati non appartenenti all'Unione Europea e di significativa rilevanza ai fini del bilancio consolidato, si segnala che:

· alla data del 31 dicembre 2018 le prescrizioni regolamentari

dell'art, 15 del Regolamento Mercati si applicano alle società controllate: Eni Cango SA, Eni Petroleum Coline, Nigerian Agip Dil Co Etd, Nigerian Agip Exploration Ltd, Eni Finance USA Inc, Eni Trading & Shipping Jac, Ent Canada Holding Ltd, Eni Turkmenistan Ltd ed Eni Ghana Exploration and Production Ltd;

sono state adettate le procedure adeguate che assicurano la compieta compliance alla predetta normativa.

Sedi secondarie

In ottemperanza a quanto disposto dall'art. 2428, quarto comma del Codice Civile, si attesta che Eni SpA ha le seguenti sedi secondarie: San Donato Milonese (MI) - Via Emilia, 1; San Donato Milanese [MI] - Piazza Vanoni, 1.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio sono indicati nel commento all'andamento operativo dei settori di attività.

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GLOSSARIO

Il glossario dei termini delle attività operative è consultabile sul sito Internet di Eni afl'indirizzo eni.com. Di seguito sono elencati quelli di uso più ricorrente.

• | Barille Unità di volume corrispondente a 159 litri. Un barile di greggio corrisponde a circa 0,137 tonnellate.
• Boe [Barrel of Gil Equivalent] Viene usato come unità di misura unificata di perrollo e gas naturale, quest'ultimo viene convertito da metro cubo in barile di olio eguivalente utilizzando il coefficiente moltiplicatore di 0,00647.
• Conversione Processi di roffineria che permettono la trasformazione di frazioni pesanti in frazioni più leggere. Appartengono a sali processi il cracking, il visbreaking, il coking, la gassificazione dei residui di raftineria, ecc. Il rapparto fra la capacita di trattamento complessiva di questi impianti e quella di impianti di frazionamento primario del greggio, esprime il "grado di conversione della raffineria"; più esso è elevato, più la raffineria è flossibile ed offre magerosi prospettive di redditività.
• Elastomeri (o Gomme) Polimen, naturali o sintetici, che, a differenza delle materie plastiche, se soccoposti a deformazione, una volta cessata la sollecitazione, riacquistano, entro certi limiti, la forma iniziale. Tra gli elastomeri sintetici, i più importanti sono il poliburadiene [BR], le gomme stirene-butadiene (SaR), le gomme etilene-propilene (EPR), le gomme tormoplastiche (TP3), le gomme nitriliche (NBR).
• Emissioni di NO, (ossidi di azoto) Emissioni dirette totali di ossidi di azoto dovute ai processi di combuscione con aria. Sono incluse le emissioni di NB, da attività di flaring, da processi di recupero della zolfo, da rigenerazione FCE, ecc. Sono comprese le emissioni di NO ed NO, mentre sono escluse le emissioni di 3: 0.
• Emissioni di SD, [ossidi di zalfo] Emissioni dirette totali di ossidi di zolfo, comprensive delle emissioni di 50, ed 50, Le principali sorgenti sono gli impianti di combustione, i motori diesel (compresi quelli marini), la combustione in torcia, il gas flaring [se il gas contiene H,S], i processi di recupero dello zolfo, la rigenerazione FCC.
• Extrarete insieme delle attività di commercializzazione di prodotti petroliferi sul mercato nazionale finalizzate alla vendita a grossistirivenditori {soprattutto gasolio], a pubbliche amministrazioni e a consumatori, quali industrie, centrali termoelettriche [olia combustibile], compagnic aeree [jet fuel], trasportatori, condomini e privati. Sono escluse le vendite effettuate tramite la rete di distribuzione dei carburanti, i bunkeraggi marittimi, le vendite a società petrolifere e petrolchimiche, agli importatori e aef organismi internazionali.
• Green House Gases [GHG] Gas presentl in atmosfera che, trasparenti alla radiazione solare in entrata sulla terra, riescono a trattenere, in maniera censistente, la radiazione infrarossa emessa dalla superficie torrestre, dall'atmosfera e dalle nisvole. I sei principali gas serra contempfati dal protocollo di Kyoto sono: anidride carbonica (CD,), metano [CH, ], protossido di azoto {N,O}, idrofluorocarburi {HFC], per fluorocarburi (PFC) ed esafluorum di zolfo (SF.). I GHG assorbono ed emettono a spectfiche lunghezze d'onda nelfo spettro della radiazione infrarossa.

Questa loro proprietà causa il fenomeno noto come effetto serra, causa del surriscaldamento del pianeta. Le emissioni di GHG sono riportate in CO, equivalente [CO,eq], unità di misura che esprime l'impatto sul riscaldamento globale dato da una certa quantità di gas serra, rispetto alla stessa quantità del principale gas climalterante, l'anidride carbonica [CO2]. Le emissioni Eni sono riportate in CO, eq in quanto comprendono, oltre all'anidride carbonica, altri gas climalteranti quali il metano (CH) ed il protossido di azoto (NJO), rispettivamente caratterizzad da un fattore di conversione pari a 25 e 298 (fonte IPCC).

• GNL Gas naturale liquefatto, ottenuto a pressione atmosferica con if raffreddamento del gas naturale a -160 °C. Il gas viene liquefatto per facilitarne il trasporto dai luoghi di estrazione a quelli di trasformazione e consumo. Una tonnellata di GNL corrisponde a 1.400 metri cubi di gas.
• EPL Gas di petrolio liquefatto, miscela di frazioni leggere di petrolio, gassosa a pressione atmosferica e facilmente liquefacta a temperatura ambiente attraverso una limitata compressione.
• NGE, Idrocarburi figuidi a liquefatti recuperati dal gas naturale in apparecchiature di separazione o impionti di trattamento del gas, Fanno parte dei gas liquidi naturali, propano, normal butano e isobutano, isopentano e pentani pius, taivolta definiti come "gasolina naturale" [natural gasoline] o condensati di impianto.
• Oll spill Sversamento di petrolio o derivato petrolifero da raffinazione o di rifiuto petrolifero occorso durante la normale attività operativa (da incidente) o dovuto ad azioni che ustacolano l'attività operativa della business unit o ad atti eversivi di gruppi organizzati (da atti di sabotaggio e terrorismo).
• Olofine (o Alcheni) Serie di idrocarburi con particolare reattività chimica utilizzati per questo come materie prime nella sintesi di intermedi e polimeri,
• Over/under lifting Gli accordi stipulati tra i partner regolano i diritti di ciascuno a ritirare pro-quota la produzione disponibile nel periodo. Il ritiro di una quantità superiore o inferiore rispetto all'a quota di diritto determina una situazione momentanea di over/ under lifting
• Potenziale minerario (volumi di idrocarburi potenzialmente recuperabili) Stima di valumi di idrocarburi recuperabili ma nan definibili come riserve per assenza di requisiti di commerciabilità, o perché economicamente subordinati a sviluppo di nuove tecnulogie, o perché riferiti ad accumuli non sacora perforati, o dove la valutazione degli accumuli scoperti è ancora a una stadio iniziale Pozzi di Infilling (Infittimento) Pozzi realizzati su di un'area iz produzione per migliorare il recupeso degli idrocarburi del gial mento e per mantenere/aumentare i livelli di propozione ( Production Sharing Agreement [PSA] Tipologia cantratuale gente nei Pacsi produttori dell'area non DCSE caratterizzota dell'intestazione del titolo minerario in capo alla società nazionalo dello Stato concedente, alla quafe viene di norma conferità, l'esclusiva dell'attività di ricerca e produzione idrocarburi, con facolla di istituire rapporti contratiuali con altre società [estere o locali]. Con il contratto, il Committente [la società nazionale] affida al Cuntrattista (la società terza) il compito di eseguire i favori di esplorazione e produzione con l'apporto di tecnologie e mezzi finanziari. Sotto il profito economico il contratto prevede che il rischio esplorativo sia

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a carico del Contrattista e che la produzione venga suddivisa in due parti: una [Cost 011] destinata al recupero dei costi dei Contrattista; l'altra (Profit Bil) suddivisa a ritolo di profitto tra il Committente e il Contrattista secondo scheroi di ripartizione variabili. Sulla base di questa configurazione di principio, la contrattualistica specifica può assumere caratteristicho diverse a seconda dei Paesi.

• Recupero assistito Tecniche utilizzate per aumentare o profuto-gare la produttività dei giacimenti,
• Riserve Sono le quantità di olio e di gas stimate economicamente producibili, ad una certa data, attraverso l'applicazione di progetti di sviluppo in accumuli noti. In aggiunta le licenze, i permessi, gli impianti, le strutture di trasporto degli idrocazburi ed il finanziamento del progetto, devono esistere, oppure ci deve essere la ragionevole aspettativa che saranno dispunibili in un tempo ragionevole. Le riserve si distinguono in: [i] riserve sviluppate: quontità di idrocarburi che si stima di poter recuperare tramite pozzi, facility e metodi operativi esistenti; [ii] riserve non sviluppate: quantità di idrocarburi che si prevede di recuperare a seguito di nuove perforazioni, facifity e metodi operativi.
• Riserve certe Rappresentano le quantità stimate di ollo e gas che, sulla base dei dati geologici e di ingegneria di giacimento disponibili, sono stimate con ragionevole certozza conomicamente producibili da giacimenti noti alle condizioni tecniche, contrattuali, economiche e operative esistenti al momento dell'o stima. Ragionevole certezza significa che esiste un "alto grado di

confidenza che le quantità verranno recuperate" cioè che è molto più probabile che la siano piuttosto che non lo siano. Il progetto di sviluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve essere ragionevolmente certo (chiara volontà manageriale) che inizierà entro un tempo ragionevole.

• Ship-or-pay Clausola dei contratti di trasporto del gas naturate, in base alla quale il committente è obbligato a pagare il corrispettivo per i propri impegni di trasporto anche quando il gas non viene trasporcato.
• Take-pr-pay Clausola dei contratti di ocquisto del gas naturale, in base alla quala 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, avendo la faccità 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.
• Upstream/downstream li termine upstream siguarda le atrivită di esplorazione e produzione di idrocarburi. Il termine downstream riguarda le attività inerenti il settore perrolifero che si collacano a valle della esplorazione e produzione.
• Vita media residua delle riserve Rapporto ua le riserve certe di fine anna e la produzione dell'anno.
• Wark-over Operazione di Intervento su un pozzo per eseguire consistenti manutonzioni e sostituzioni delle attrezzature di fondo che convogliano i Ruidi di giacimanto in superficie.

I Abbreviazioni

12	00008	mg	migliaia
bbl	barili	mid	miliardi
PP7 a	barili/giorno	mln	milioni
boe	barili di petrolio equivalente	n.	mimera
DOE/g	basili di petrolio equivalente/giorno	NGL	Natural GES Liquids
18	giorno	PCA	Production Concession Agreement
GNL	Gas Naturale Liquefatto	ppm	parti per milione
SPL	Gas di Petrolio Liquefatto	PSA	Production Sharing Agreement
GWh	Gigawattora	tep	tonnellate di petrolio equivalente
km	chilomotri	ton	tonnellete
mC	metri cubi	TWh	lerawattora
	1