Eni

Annual Report • May 13, 2019

Eni Fact Book 2018

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.

Eni Fact Book 2018

Il Fact Book Eni è un supplemento alla Relazione Finanziaria Annuale e fornisce informazioni finanziarie e operative integrative alla stessa. Il Fact Book contiene dichiarazioni previsionali (forward-looking statements) relative a: piani di investimento, dividendi e allocazione dei flussi di cassa futuri generati dalla gestione, evoluzione della struttura finanziaria, performance gestionali future, obiettivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti. I forward-looking statements hanno per loro natura una componente di rischiosità e di incertezza perché dipendono dal verificarsi di eventi e sviluppi futuri. I risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori, tra cui: l'avvio effettivo di nuovi giacimenti di petrolio e di gas naturale, la capacità del management nell'esecuzione dei piani industriali e il successo nelle trattative commerciali, l'evoluzione futura della domanda, dell'offerta e dei prezzi del petrolio, del gas naturale e dei prodotti petroliferi, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, fattori geopolitici quali le tensioni internazionali e l'instabilità socio-politica e i mutamenti del quadro economico e normativo in molti dei Paesi nei quali Eni opera, l'impatto delle regolamentazioni dell'industria degli idrocarburi, del settore dell'energia elettrica e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza.

Indice

Eni in sintesi	4
Principali dati	6
Exploration & Production	11
Gas & Power	63
Refining & Marketing e Chimica	72

8 7 | TABELLE

Dati economico-finanziari	87
Personale	101
Dati infrannuali	102

EUROPA	E&P	G&P	R&MeC
Austria		•	•
Belgio		•	•
Cipro	•
Danimarca			•
Francia		•	•
Germania		•	•
Grecia		•	•
Groenlandia	•
Irlanda	•
Italia	•	•	•
Lussemburgo		•
Montenegro	•
Norvegia	•
Paesi Bassi		•	•
Polonia			•
Regno Unito	•	•	•
Repubblica Ceca			•
Repubblica Slovacca			•
Romania			•
Slovenia		•
Spagna		•	•
Svezia			•
Svizzera		•	•
Turchia		•	•
Ungheria			•

ASIA E OCEANIA	E&P	G&P	R&MeC
Arabia Saudita			•
Australia	•
Bahrain	•
Cina	•	•	•
Corea del Sud		•	•
Emirati Arabi Uniti	•		•
Giappone		•
India	•	•	•
Indonesia	•	•
Iraq	•
Kazakhstan	•
Kuwait		•
Libano	•
Myanmar	•
Oman	•	•
Pakistan	•	•
Russia	•	•	•
Singapore		•	•
Taiwan		•
Timor Leste	•
Turkmenistan	•
Vietnam	•

AFRICA	E&P	G&P	R&MeC
Algeria	•
Angola	•
Congo	•		•
Costa d'Avorio	•
Egitto	•	•	•
Gabon	•		•
Ghana	•		•
Kenia	•
Libia	•	•
Marocco	•
Mozambico	•
Nigeria	•
Sudafrica	•
Tunisia	•	•	•

• Taiwan	AMERICA	E&P	G&P	R&MeC
• Timor Leste	Argentina	•
• Turkmenistan	Canada	•
• Vietnam	Ecuador	•		•
	Messico	•
	Stati Uniti	•	•	•
67 SIAMO PRESENTI IN PAESI	Venezuela	•		•

ENI IN SINTESI

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

A questi risultati hanno contribuito l'esplorazione di successo che con la strategia di "dual exploration" ha consentito la monetizzazione anticipata delle scoperte, l'efficienza operativa con l'ottimizzazione del time-to-market delle riserve d'idrocarburi, la riduzione del breakeven nei business downstream e la disciplina finanziaria nello spending. L'ottimizzazione del portafoglio esistente, la strategia di diversificazione geografica e il migliore bilanciamento del portafoglio lungo la catena del valore attraverso una forte espansione in Medio Oriente unitamente al nostro impegno nella promozione dello sviluppo locale, nella tutela dell'ambiente e nella valorizzazione delle competenze e delle tecnologie Eni hanno consentito di cogliere sinergie e opportunità di crescita.

€11,24 MLD +94% vs. 2017

UTILE OPERATIVO ADJ DI GRUPPO

€13,45 MLD +35% vs. 2017

FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITÀ OPERATIVA ADJ €8,29 MLD -24% vs. 2017

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

Gli eccellenti risultati finanziari dell'anno sono stati conseguiti in un contesto di forte volatilità delle quotazioni del Brent, a causa dei segnali di rallentamento della crescita globale, del ritorno dell'oversupply, delle incertezze sull'evoluzione della disputa commerciale tra USA e Cina, della Brexit e dei fattori geopolitici.

GRUPPO ENI

	2018	2017	2016	2015	2014
Utile (perdita) operativo (€ milioni)	9.983	8.012	2.157	(3.076)	8.965
Utile (perdita) operativo adjusted	11.240	5.803	2.315	5.708	12.337
Flusso di cassa netto da attività operativa	13.647	10.117	7.673	12.875	14.469
TRIR (Indice di frequenza (infortuni totali registrabili/ infortuni totali registrabili) ore lavorate) x 1.000.000	0,35	0,33	0,35	0,45	0,71
Leverage	0,16	0,23	0,28	0,29	0,21

-6% vs. 2017

INTENSITÀ EMISSIVA GHG UPSTREAM

0,35 TRIR

TRA I LIVELLI PIÙ BASSI RISPETTO ALLA MEDIA DELL'INDUSTRIA

UTILE OPERATIVO ADJUSTED (€ mld)

CRESCITA PROFITTEVOLE E DISCIPLINATA

Produzioni di idrocarburi (mgl di boe/g) Cash flow per boe (\$/boe) Investimenti E&P (€ mld)

52\$/barile CASH NEUTRALITY 2018

0,16 leverage LIVELLO PIÙ BASSO DEGLI ULTIMI 12 ANNI

Grazie al processo di profonda trasformazione del Gruppo avviato nel 2014, oggi Eni, dopo gli anni del downturn petrolifero, è sostenibile finanziariamente e resiliente alla volatilità dello scenario come mai nel passato. Attraverso la rigorosa implementazione delle nostre linee guida strategiche siamo stati in grado di coniugare crescita, ritorni e solidità patrimoniale, raggiungendo il livello produttivo record di 1,85 milioni di boe/giorno nel 2018, riducendo l'indebitamento finanziario netto a €8,3 miliardi, con un leverage di 0,16 al minimo degli ultimi dodici anni e uno dei migliori dell'industria, dopo aver distribuito nel quinquennio dividendi per cassa pari a €16,2 miliardi nel contesto di uno scenario petrolifero sfidante.

LA NOSTRA TRASFORMAZIONE E I NOSTRI OBIETTIVI

La crescita efficiente e resiliente sarà supportata da una strategia orientata alla sempre maggiore integrazione dei business, alla diversificazione geografica delle attivita e al ribilanciamento upstream vs. mid-downstream attraverso azioni già avviate o ad un livello di maturità e solidità avanzato. Eni inoltre persegue una strategia che punta nel lungo termine alla carbon neutrality attraverso un percorso definito, inoltre Eni, nel solco della propria tradizione, continuerà anche a promuovere lo sviluppo locale.

Risultati 2018	Obiettivo	Actual 2018 - Nuovo Piano 2019-2021	Piano 2018-2021
620 mln di boe	Scoperte esplorative	2,5 mld di boe	2 mld di boe
2,5% vs. 2017 a prezzi costanti	Produzioni CAGR	~3,5%	3,5%
25 \$/barile	Breakeven dei nuovi progetti upstream	25 \$/barile	30 \$/barile
8,8 MTPA	Volumi di GNL contrattualizzati @ 2025	16 MTPA	14 MTPA
3 \$/barile	Margine di raffinazione di breakeven di lungo termine	1,5 \$/barile	\$ 3/barile
Indice di intensità emissiva GHG upstream -6%	Strategia di decarbonizzazione	Zero upstream carbon footprint dal 2030

PRINCIPALI DATI

PRINCIPALI DATI ECONOMICO-FINANZIARI(*)

	(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Ricavi della gestione caratteristica		75.822	66.919	55.762	72.286	98.218
di cui: Exploration & Production		25.744	19.525	16.089	21.436	28.488
Gas & Power		55.690	50.623	40.961	52.096	73.434
Refining & Marketing e Chimica		25.216	22.107	18.733	22.639	28.994
Corporate e altre attività		1.589	1.462	1.343	1.468	1.429
Eliminazione utili interni e altre elisioni		(32.417)	(26.798)	(21.364)	(25.353)	(34.127)
Utile (perdita) operativo		9.983	8.012	2.157	(3.076)	8.965
di cui: Exploration & Production		10.214	7.651	2.567	(959)	10.727
Gas & Power		629	75	(391)	(1.258)	64
Refining & Marketing e Chimica		(380)	981	723	(1.567)	(2.811)
Corporate e altre attività		(691)	(668)	(681)	(497)	(518)
Effetto eliminazione utili interni		211	(27)	(61)	1.205	1.503
Utile (perdita) operativo		9.983	8.012	2.157	(3.076)	8.965
Esclusione special item		1.161	(1.990)	333	7.648	1.912
Eliminazione (utile) perdita di magazzino		96	(219)	(175)	1.136	1.460
Utile (perdita) operativo adjusted(a)		11.240	5.803	2.315	5.708	12.337
di cui: Exploration & Production		10.850	5.173	2.494	4.182	11.679
Gas & Power		543	214	(390)	(126)	168
Refining & Marketing e Chimica		380	991	583	695	(412)
Corporate e altre attività		(606)	(542)	(452)	(369)	(443)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato		73	(33)	80	1.326	1.345
Utile (perdita) netto di Gruppo(b)		4.126	3.374	(1.464)	(8.778)	1.303
di cui: continuing operations		4.126	3.374	(1.051)	(7.952)	1.720
discontinuing operations				(413)	(826)	(417)
Utile (perdita) netto adjusted(a)(b)		4.583	2.379	(340)	803	3.723
Flusso di cassa netto da attività operativa		13.647	10.117	7.673	12.875	14.469
Flusso di cassa netto da attività operativa - standalone(a)		13.647	10.117	7.673	12.155	13.544
Investimenti tecnici		9.119	8.681	9.180	10.741	11.178
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi		51.073	48.079	53.086	57.409	65.641
Indebitamento finanziario netto		8.289	10.916	14.776	16.871	13.685
Leverage		0,16	0,23	0,28	0,29	0,21
Capitale investito netto		59.362	58.995	67.862	74.280	79.326
di cui: Exploration & Production		50.358	49.801	57.910	53.968	51.061
Gas & Power		3.143	3.394	4.100	5.803	9.031
Refining & Marketing e Chimica		7.371	7.440	6.981	6.986	9.711

(*) Da continuing operations.

(a) Misure di risultato non-GAAP. I dati 2014-2015 sono elaborati su base standalone cioè escludono del tutto e non limitatamente ai rapporti con terzi, il contributo di Saipem alle continuing operations, assumendo pertanto il deconsolidamento della stessa.

(b) Di competenza Eni.

PRINCIPALI INDICATORI DI MERCATO

		2018	2017	2016	2015	2014
Prezzo medio greggio Brent dated(a)	(\$/barile)	71,04	54,27	43,69	52,46	98,99
Cambio medio EUR/USD(b)		1,181	1,130	1,107	1,110	1,329
Prezzo medio del greggio Brent dated	(€)	60,15	48,03	39,47	47,26	74,48
Standard Eni Refining Margin (SERM)(c)	(\$)	3,7	5,0	4,2	8,3	3,2
TTF	(€/mgl di metri cubi)	243	183	148	210	221
PSV	(€/mgl di metri cubi)	260	211	168	234	246

(a) Fonte: Platt's Oilgram.

(b) Fonte: BCE.

(c) Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.

7

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE(*)

		2018	2017	2016	2015	2014
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	31.701	32.934	33.536	34.196	34.846
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,35	0,33	0,35	0,45	0,71
di cui: dipendenti		0,37	0,30	0,36	0,41	0,56
contrattisti		0,34	0,34	0,35	0,47	0,79
Volumi totali oil spill (>1 barile)	(barili)	6.362	6.559	5.913	16.481	15.562
di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo		3.697	3.236	4.682	14.847	14.401
operativi		2.665	3.323	1.231	1.634	1.161
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	43,35	43,15	42,15	43,28	42,88
di cui: CO2 equivalente da combustione e da processo		33,89	33,03	32,39	32,48	31,34
CO2 equivalente da flaring		6,26	6,83	5,40	5,51	5,73
CO2 equivalente da venting		2,12	2,15	2,35	2,75	2,64
CO2 equivalente da emissioni fuggitive di metano		1,08	1,14	2,01	2,54	3,18
Spesa in R&S	(€ milioni)	197	185	161	176	174
Domande di primo deposito brevettuale	(numero)	43	27	40	33	64

Exploration & Production		2018	2017	2016	2015	2014
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	11.645	11.970	12.494	12.821	12.777
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,30	0,28	0,34	0,34	0,56
Riserve certe di idrocarburi	(milioni di boe)	7.153	6.990	7.490	6.890	6.602
Vita utile residua delle riserve certe	(anni)	10,6	10,5	11,6	10,7	11,3
Produzione di idrocarburi(a)	(migliaia di boe/giorno)	1.851	1.816	1.759	1.760	1.598
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	100	103	193	148	112
Profit per boe(b)	(\$/boe)	9,3	8,7	2,0	(3,8)	9,9
Opex per boe(a)		6,8	6,6	6,2	7,2	8,4
Cash flow per boe(a)		22,5	20,2	12,9	20,9	30,1
Finding & Development cost per boe(a)(c)		10,40	10,4	13,2	19,3	21,5
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	24,06	24,02	22,46	24,50	24,30
Emissioni di GHG/produzione lorda di idrocarburi (100% operata)(d)	(tonnellate di CO2 eq/migliaia di boe)	21,44	22,75	23,56	25,32	26,83
% di acqua di formazione reiniettata	(%)	60	59	58	56	56
Volume di idrocarburi inviati a flaring	(miliardi di metri cubi)	1,9	2,3	1,9	2,0	1,8
di cui: di processo		1,4	1,6	1,5	1,6	1,7
Volumi totali oil spill operativi (>1 barile)	(barili)	2.665	3.323	1.231	1.177	936

(*) Relativi alle continuing operations. I dati del triennio 2014-2016 escludono il contributo Saipem, il cui controllo è stato ceduto nel 2016.

(a) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

(b) Relativo alle società consolidate.

(c) Media triennale.

(d) Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 1.067 mln di boe, 998 mln di boe, 894 mln di boe, 913 mln di boe e 853 mln di boe rispettivamente nel 2018, 2017, 2016, 2015 e 2014.

Gas & Power		2018	2017	2016	2015	2014
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	3.040	4.313	4.261	4.484	4.561
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,56	0,37	0,29	0,89	0,82
Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	76,71	80,83	86,31	87,72	86,11
di cui: in Italia		39,03	37,43	38,43	38,44	34,04
internazionali		37,68	43,40	47,88	52,44	52,27
Vendite GNL		10,3	8,3	8,1	9,0	8,9
Clienti retail in Italia	(milioni)	7,7	7,7	7,7	7,8	7,9
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	11,08	11,30	11,17	10,57	10,12
Emissioni di GHG/energia elettrica equivalente prodotta (EniPower)	(gCO2 eq/kWheq)	402	395	398	409	409
Capacità installata centrali elettriche	(GW)	4,7	4,7	4,7	4,9	4,9
Energia elettrica prodotta	(terawattora)	21,62	22,42	21,78	20,69	19,55
Vendite di energia elettrica		37,07	35,33	37,05	34,88	33,58

Refining & Marketing e Chimica		2018	2017	2016	2015	2014
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	11.136	10.916	10.858	10.995	11.884
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,56	0,62	0,38	1,07	1,51
Volumi totali oil spill operativi (>1 barile)	(barili)	1.069	289	134	427	225
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	8,19	7,82	8,50	8,19	8,45
Emissioni SOx (ossidi di zolfo)	(migliaia di tonnellate di SO2 eq)	4,80	5,18	4,35	6,17	6,84
Lavorazioni in conto proprio	(milioni di tonnellate)	23,23	24,02	24,52	26,41	25,03
Quota di mercato rete in Italia	(%)	24,0	24,3	24,3	24,5	25,5
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa	(milioni di tonnellate)	8,39	8,54	8,59	8,89	9,21
Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo	(numero)	5.448	5.544	5.622	5.846	6.220
Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa	(migliaia di litri)	1.776	1.783	1.742	1.754	1.725
Capacità bilanciata delle raffinerie	(migliaia barili/g)	548	548	548	548	617
Capacità delle bioraffinerie	(migliaia di tonnellate/anno)	360	360	360	360	360
Produzione di biocarburanti	(migliaia di tonnellate)	219	206	191	179	105
Emissioni di GHG/lavorazioni di greggio e semilavorati	(tonnellate CO2 eq/kt)	253	258	278	253	301
Produzioni di prodotti petrolchimici	(migliaia di tonnellate)	9.483	8.955	8.809	8.670	7.926
Vendite di prodotti petrolchimici		4.938	4.646	4.745	4.813	4.681
Tasso di utilizzo medio degli impianti petrolchimici	(%)	76	73	72	73	71

ENI IN BORSA

Dati per azione

		2018	2017	2016	2015	2014
Utile (perdita) netto(a)(b)	(€)	1,15	0,94	(0,29)	(2,21)	0,48
Dividendo		0,83	0,80	0,80	0,80	1,12
Dividendi per esercizio di competenza(c)	(€ milioni)	2.989	2.881	2.881	2.880	4.037
Dividendi pagati nell'esercizio		2.954	2.880	2.881	3.457	4.006
Cash flow	(€)	3,79	2,81	2,13	3,58	4,01
Dividend yield(d)	(%)	5,9	5,7	5,4	5,7	7,6
Utile (perdita) netto per ADR(b)(e)	(\$)	2,72	2,12	(0,65)	(4,90)	1,27
Dividendo per ADR(e)		1,96	1,81	1,77	1,77	2,65
Cash flow per ADR(e)		8,95	6,35	4,72	7,95	10,66
Dividend yield per ADR(d)(e)	(%)	5,9	5,7	5,4	5,7	7,6
Pay-out		72	85	(197)	(33)	310
Numero di azioni a fine periodo	(milioni)	3.601,1	3.601,1	3.634,2	3.634,2	3.634,2
Numero medio di azioni in circolazione nell'esercizio(f) (interamente diluito)		3.601,1	3.601,1	3.601,1	3.601,1	3.610,4
Total Shareholder Return (TSR)	(%)	4,8	(5,6)	19,2	1,1	(11,9)

(a) Calcolato sul numero medio delle azioni Eni in circolazione durante l'esercizio.

(b) Di competenza degli azionisti Eni.

(c) L'importo 2018 è stimato.

(d) Rapporto tra dividendo di competenza e media delle quotazioni del mese di dicembre.

(e) Un ADR rappresenta 2 azioni. I dati di utile e cash flow in USD sono convertiti ai cambi medi. I dati sui dividendi in USD sono convertiti al cambio di pagamento.

(f) Calcolato con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.

Informazioni riguardanti le azioni

	2018	2017	2016	2015	2014
Prezzo per azione - Borsa di Milano
Massimo	(€) 16,76	15,72	15,47	17,43	20,41
Minimo	13,33	12,96	10,93	13,14	13,29
Medio	15,25	14,16	13,42	15,47	17,83
Fine periodo	13,75	13,80	15,47	13,80	14,51
Prezzo per ADR(a) - New York Stock Exchange
Massimo	(\$) 40,09	34,09	33,33	39,29	55,30
Minimo	30,00	29,54	25,00	29,28	32,81
Medio	35,98	31,98	29,74	34,31	47,37
Fine periodo	31,50	33,19	32,24	29,80	34,91
Media giornaliera degli scambi (mln di azioni)	12,99	13,89	18,41	20,30	17,21
Controvalore (€ milioni)	197	197	246	312	304
Numero azioni in circolazione nell'anno(b) (mln di azioni)	3.601,1	3.601,1	3.601,1	3.601,1	3.610,4
Capitalizzazioni di borsa(c)
EUR (mld)	50,0	50,2	56,2	50,2	52,4
USD	57,3	60,2	59,3	55,7	63,6

(a) Il rapporto di conversione tra ADR e azioni ordinarie è 1 ADR per 2 azioni ordinarie Eni.

(b) Con esclusione delle azioni proprie in portafoglio.

(c) Prodotto del numero delle azioni in circolazione a fine periodo per il prezzo di riferimento di borsa di fine periodo.

Informazioni riguardanti i collocamenti delle azioni

		2001	1998	1997	1996	1995
Prezzi di collocamento	(€/azione)	13,60	11,80	9,90	7,40	5,42
Numero di azioni collocate	(mln di azioni)	200,1	608,1	728,4	647,5	601,9
di cui: per attribuzione bonus share		39,6	24,4	15,0	1,9
Percentuale del capitale sociale(a)	(%)	5,0	15,2	18,2	16,2	15,0
Incasso	(€ milioni)	2.721	6.714	6.869	4.596	3.254

(a) Riferita al capitale sociale al 31 dicembre 2018.

ANDAMENTO DELLE QUOTAZIONI DELL'AZIONE ENI SULLA BORSA DI MILANO

ANDAMENTO DELLE QUOTAZIONI DELL'ADR SULLA BORSA DI NEW YORK

Fonte: Elaborazione Eni su dati BLOOMBERG.

(a) Riferito a: BP, Chevron, Repsol, ExxonMobil, Royal Dutch Shell e Total.

COMPOSIZIONE DELL'AZIONARIATO(

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

		2018	2017	2016	2015	2014
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,30	0,28	0,34	0,34	0,56
di cui: dipendenti		0,29	0,23	0,34	0,22	0,20
contrattisti		0,30	0,30	0,34	0,39	0,68
Ricavi della gestione caratteristica(a)	(€ milioni)	25.744	19.525	16.089	21.436	28.488
Utile (perdita) operativo		10.214	7.651	2.567	(959)	10.727
Utile (perdita) operativo adjusted		10.850	5.173	2.494	4.182	11.679
Utile (perdita) netto adjusted		4.955	2.724	508	991	4.569
Investimenti tecnici		7.901	7.739	8.254	9.980	10.156
Profit per boe(b)	(\$/boe)	9,3	8,7	2,0	(3,8)	9,9
Opex per boe(c)		6,8	6,6	6,2	7,2	8,4
Cash Flow per boe(c)		22,5	20,2	12,9	20,9	30,1
Finding & Development cost per boe(c)(d)		10,4	10,4	13,2	19,3	21,5
Prezzi medi di realizzo degli idrocarburi		47,48	35,06	29,14	36,47	65,49
Produzione di idrocarburi(c)	(migliaia di boe/giorno)	1.851	1.816	1.759	1.760	1.598
Riserve certe di idrocarburi	(milioni di boe)	7.153	6.990	7.490	6.890	6.602
Vita utile residua delle riserve certe	(anni)	10,6	10,5	11,6	10,7	11,3
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	100	103	193	148	112
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	11.645	11.970	12.494	12.821	12.777
Volumi totali oil spill operativi (>1 barile)	(barili)	1.595	3.022	1.097	1.177	936
% di acqua di formazione reiniettata	(%)	60	59	58	56	56
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	24,06	24,02	22,46	24,50	24,30
Emissioni di GHG/produzione lorda di idrocarburi (100% operata)(e)	(tonnellate di CO2 eq/migliaia di boe)	21,44	22,75	23,56	25,32	26,83

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.

(b) Relativo alle società consolidate.

(c) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto.

(d) Media triennale.

(e) Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 1.067 mln di boe, 998 mln di boe, 894 mln di boe, 913 mln di boe e 853 mln di boe rispettivamente nel 2018, 2017, 2016, 2015 e 2014.

PERFORMANCE DELL'ANNO

• ● L'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) si attesta allo 0,30, confermandosi ad un livello più basso rispetto alla media del settore. Si conferma l'impegno Eni nella sensibilizzazione e diffusione della cultura della sicurezza, raggiungendo una riduzione del 46% rispetto al 2014.
• ● 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 flaring di emergenza. Tale performance è in linea con il nostro obiettivo di zero routine flaring al 2025. Nel 2018 Eni ha investito €39 milioni in progetti di flaring down, in particolare in Nigeria e Libia.
• ● 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 Indonesia, oltre all'incremento produttivo di Goliat in Norvegia, asset a minore intensità emissiva rispetto alla media upstream. Questi trend sono in linea con l'obiettivo di riduzione del 43% nel 2025 vs. 2014.
• ● Volumi di acqua reiniettata al 60% grazie al proseguimento delle iniziative in diversi siti produttivi, in particolare in Egitto ed Ecuador.
• ● Nel 2018 il settore E&P ha più che raddoppiato l'utile operativo adjusted rispetto al 2017, raggiungendo il livello più elevato degli ultimi quattro anni. Tale trend riflette più che proporzionalmente il rafforzamento dello scenario Brent dei primi dieci mesi (+31% la quotazione media annua del Brent in dollari) e la crescita produttiva, sostenuta dal maggiore contributo di barili a più elevato profitto unitario.
• ● Produzione di idrocarburi record pari a 1,851 milioni di boe/giorno (+2,5% rispetto al 2017 a prezzi costanti). Il contributo da avvii/ramp-up nell'anno è stato di oltre 300 mila boe/giorno.
• ● Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2018 ammontano a 7,15 miliardi di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 71,4 \$/barile. 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).

GESTIONE DEL PORTAFOGLIO

• ● Firmati accordi di importanza strategica con Emirati Arabi Uniti, Oman e Bahrain. In particolare gli accordi raggiunti negli Emirati Arabi Uniti e in Oman includono l'esplorazione, lo sviluppo e la produzione di campi a olio e gas, offshore e onshore. L'intesa raggiunta col Bahrain creerà ulteriori opportunità esplorative offshore. Innovazione tecnologica, competenza 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:
  • acquisiti i due Concession Agreement della durata di 40 anni per l'ingresso con una quota del 5% nel giacimento in produzione a olio di Lower Zakum e con una quota del 10% nei 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 Dhabi, 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, Eni si è aggiudicata l'operatorship con una quota del 70% nei Blocchi esplorativi 1 e 2 nell'offshore del Paese;
  • nell'offshore dell'Oman è stato assegnato il Blocco esplorativo 47 ed è stato firmato un Head 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;
  • firmato con l'Autorità Nazionale per il petrolio e il gas del Regno del Bahrain un memorandum d'intesa con l'obiettivo di perseguire future attività di esplorazione nel Blocco 1, un'area offshore ancora in gran parte inesplorata situata nelle acque territoriali settentrionali del Paese;
  • acquisite tre concessioni esplorative onshore dell'Emirato di Sharjah.
• ● Dual Exploration Model:
  • cessione a Mubadala Petroleum, società degli Emirati Arabi, del 10% della concessione di Shorouk nell'offshore dell'Egitto, nella quale si trova il giacimento supergiant a gas di Zohr;
  • diluita 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 di partecipazione di asset esplorativi con la società Lukoil;
  • firmato accordo per la cessione, nell'offshore del Messico, di una quota del 35% nella licenza operata di Area 1 dove sono stati scoperti 2,1 miliardi di boe in posto alla società Qatar Petroleum.
• ● Rafforzamento della presenza in Norvegia grazie al closing dell'accordo di fusione tra la consociata Eni Norge e Point Resources con la creazione di Vår Energi, joint venture valutata all'equity (Eni 69,6%) che svilupperà le attività dei due partner in Norvegia con target produttivo di 250 mila boe/giorno atteso nel 2023.

ESPLORAZIONE

● L'attività esplorativa si conferma ancora elemento distintivo del modello upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi competitivi, assicurando flessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo periodo. Nel corso del 2018 sono state aggiunte 620 milioni di boe di risorse equity.

Importanti scoperte/appraisal sono state effettuate in Egitto, Cipro, Norvegia, Angola, Nigeria, Messico ed Indonesia. Il tasso di successo commerciale 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 Blocchi 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 Alaska, considerata un'area ad alto potenziale minerario, in prossimità di facility produttive esistenti.
• ● Sottoscritto il contratto petrolifero per i diritti di esplorazione e sviluppo del Blocco offshore A5-A nelle acque profonde dello Zambesi, in 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 chilometri 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 esplorativa ed i costi

di prospezioni, studi geologici e geofisici spesati nel corso dell'esercizio. L'attività esplorativa e di appraisal ha riguardato circa il 45% del totale dell'attività nel 2018 ed è stata eseguita in particolare in Indonesia, Norvegia, Stati Uniti, Angola e Vietnam.

● I costi di ricerca esplorativa sostenuti nel 2018 sono pari a €380 milioni (€525 milioni nel 2017) ed includono le radiazioni di pozzi di insuccesso pari a €93 milioni (€252 milioni nel 2017) relativi anche alla radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo. Le radiazioni hanno riguardato principalmente i progetti in Vietnam e Marocco. A fine esercizio risultano 80 pozzi in progress (40,3 in quota Eni).

SVILUPPO

• ● Nel corso dell'anno conseguito il ramp-up, in anticipo rispetto alle previsioni, dei grandi progetti ad elevata marginalità come Zohr e Noroos in Egitto, Jangkrik in Indonesia, OCTP in Ghana nonché Nenè Marine fase 2 in Congo. Inoltre come pianificato sono stati avviati i giacimenti Ochigufu, Vandumbu e UM8 nel Blocco operato 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 lungo termine del GNL nell'ambito del progetto Rovuma LNG, passo decisivo per la decisione finale d'investimento della prima fase del progetto per la realizzazione di due treni di liquefazione da 7,6 milioni di tonnellate/anno ciascuno e per assicurare i relativi finanziamenti.
• ● Sanzionati i programmi di sviluppo dei giacimenti di Cabaça North & Cabaça South-East UM4/5 nell'ambito del progetto operato East Hub nel Blocco 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 occidentale del blocco. L'accordo conferma la strategia Eni di rapida messa in produzione delle scoperte beneficiando delle sinergie con le facility produttive esistenti.
• ● Approvati i progetti di sviluppo operati relativi all'Area 1 in Messico con start-up del progetto pilota atteso nel 2019 e alla scoperta Merakes in Indonesia, in sinergia con le infrastrutture esistenti del campo Jangkrik. Nel corso dell'anno sanzionati complessivamente sei progetti di sviluppo (oltre a quelli citati: in Italia, Egitto e Congo).
• ● Firmato un accordo per l'acquisizione della restante quota del 70% e l'operatorship del campo in produzione di Oooguruk. Il giacimento, situato nel Mare di Beaufort, nel North Slope dell'Alaska, è in produzione dal 2008. Gli impianti di produzione garantiscono condizioni operative in totale sicurezza e nel rispetto dell'ambiente. Inoltre Eni potrà fare leva sulla cooperazione e sulle eccellenti relazioni esistenti con le comunità locali. L'acquisizione consentirà a Eni di aumentare immediatamente la propria produzione in Alaska e di implementare importanti ottimizzazioni e sinergie operative con il giacimento operato di Nikaitchuq.
• ● Approvata l'estensione di dieci anni degli asset situati nella Great Nooros Area, una delle aree più 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 Delta del Nilo. Inoltre, le Autorità egiziane hanno autorizzato l'estensione della concessione di Ras Qattara 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 ulteriori attività d'esplorazione all'interno del bacino del Deserto Occidentale.
• ● Firmato nel marzo 2019 un accordo con Qatar Petroleum per la cessione di una quota del 30% nel permesso operato di Tarfaya 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 del Paese.
• ● Firmato un accordo di cooperazione con United Nations Development Programme (UNDP) con l'obiettivo di contribuire allo sviluppo sostenibile e favorire il raggiungimento degli SDGs, 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 nostro modello di business.
• ● Firmato con la FAO (Food and Agriculture 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'area 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 miliardi (€6 miliardi nel 2017) al netto della quota di investimenti 2018 relativi al 10% del giacimento Zohr (€170 milioni) oggetto di cessione con efficacia economica retroattiva a inizio esercizio, che sono stati rimborsati a Eni da parte del buyer al closing della transazione avvenuto a fine giugno, nonché degli anticipi commerciali incassati per il finanziamento di Zohr (€280 milioni).
• ● Nel 2018 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €96 milioni (€83 milioni nel 2017).

ITALIA

Eni opera in Italia dal 1926. Nel 2018 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 138 mila boe/giorno. L'attività è condotta nel Mare Adriatico e Ionico, nell'Appennino Centro-Meridionale, nell'onshore e nell'offshore siciliano e nella Val Padana per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 18.833 chilometri quadrati (14.987 chilometri quadrati in quota Eni). Le attività operate di esplorazione e produzione sono regolate da contratti di concessione (48 nell'onshore e 62 nell'offshore) e permessi di ricerca (11 nell'onshore e 9 nell'offshore).

Mare Adriatico e Ionico

Produzione I giacimenti hanno fornito nel 2018 il 40% della produzione Eni in Italia, principalmente gas. I principali giacimenti operati sono Barbara, Cervia/Arianna, Annamaria, Clara NW (Eni 51%), Luna, Angela, Hera Lacinia e Bonaccia. La produzione è operata attraverso 68 piattaforme fisse (di cui 4 presidiate), installate presso i giacimenti principali, alle quali sono collegati i giacimenti satelliti attraverso infrastrutture sottomarine. La produzione è convogliata mediante sealine sulla terraferma per essere immessa nella rete di trasporto nazionale del gas. Il sistema è continuamente sottoposto a rigorosi controlli di sicurezza, attività manutentiva e ottimizzazione della produzione.

Sviluppo Le iniziative di sviluppo hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione nell'offshore dell'Adriatico; e (ii) le attività previste nell'ambito dei progetti di tutela ambientale definiti dagli accordi con il Comune di Ravenna. Inoltre nel corso del primo semestre 2018, così come programmato, sono stati completati programmi di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello a supporto dell'occupazione.

Appennino Centro-Meridionale

Produzione Eni è operatore della concessione Val d'Agri (Eni 60,77%) in Basilicata. La produzione proveniente dai giacimenti Monte Alpi, Monte Enoc e Cerro Falcone è trattata presso il centro olio di Viggiano. Nel 2018 i giacimenti hanno fornito il 46% della produzione Eni in Italia. Sviluppo È stato avviato un programma di "trasformazione digitale" del centro olio di Viggiano. Il progetto, attraverso l'applicazione di tecnologie digitali sviluppate da Eni, prevede di potenziare ed estendere i processi di monitoraggio del sito in ambito di sicurezza impiantistica e ambientale al fine di incrementare le performance operative. Nel corso del 2018 sono stati completati 5 progetti, raggiungendo un totale di 35 sui 42 programmi pianificati, nell'ambito dell'Addendum 2014 al Protocollo di Accordo con la Regione Basilicata che prevede iniziative di natura ambientale, sociale e programmi per lo sviluppo sostenibile. Inoltre nel corso della prima metà dell'anno sono stati completati, così come definito, i progetti di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello. Proseguono gli impegni definiti dall'accordo Bonus Gas per l'erogazione di un contributo a sostegno della spesa energetica nei Comuni della Val d'Agri e per programmi di efficientamento energetico.

I PAESI DI ATTIVITÀ Le mappe dei Paesi di attività E&P sono disponibili sul sito eni.com/Documentazione

Sicilia

Produzione Eni è operatore in 12 concessioni di coltivazione nell'onshore e 3 nell'offshore siciliano, che nel 2018 hanno prodotto circa il 9% della produzione Eni in Italia. I principali giacimenti sono Gela, Tresauro (Eni 45%), Giaurone, Fiumetto, Prezioso e Bronte.

Sviluppo Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, proseguono le attività per lo sviluppo dei giacimenti offshore Argo e Cassiopea (Eni 60%). Il progetto, ottimizzato per consentire di minimizzare significativamente l'impatto ambientale, prevede il trasporto tramite una pipeline sottomarina del gas prodotto dai pozzi offshore ad un nuovo impianto di trattamento e compressione onshore che sarà realizzato all'interno della Raffineria di Gela su un'area bonificata. Inoltre 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 Alternanza 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 alimentare a Gela" a supporto delle fasce vulnerabili attraverso una partnership pubblicoprivata composta da Eni, l'Amministrazione Comunale di Gela e la Rete del Banco Alimentare.

RESTO D'EUROPA

Norvegia

Nel dicembre 2018 è stata completata la fusione tra le società Point Resources AS ed Eni Norge AS, controllate al 100% rispettivamente da HitecVision e da Eni, con la costituzione di una nuova società denominata Vår Energi AS. L'accordo di fusione ha determinato un concambio delle partecipazioni azionarie di Eni e degli azionisti di Point Resources nella nuova entità pari al 69,6% e 30,4%, rispettivamente, stabilendo un controllo 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 produttiva superiore a quella del portafoglio attuale. Infatti, la nuova entità sarà una società leader nel settore 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 17 giacimenti di olio e gas con un'ampia copertura geografica, dal Mare di Barents al Mare del Nord grazie all'ingresso di nuovi asset tra cui i giacimenti in produzione di Balder & Ringhorne (Eni 69,6%), Ringhorne East (Eni 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 prezzo di breakeven inferiore a 30\$/barile. In totale la società ha in programma nei prossimi cinque anni investimenti per circa \$8 miliardi, per portare a regime questi progetti, rivitalizzare i giacimenti più maturi ed effettuare nuove esplorazioni.

Infine, Eni disporrà di un diritto di "first offer" in caso di uscita dei fondi di private equity gestititi da HitecVision dalla joint venture.

Nel 2019 Vår Energi si è aggiudicata 13 licenze esplorative: (i) in qualità di operatore 2 licenze esplorative nel Mare del Nord e 2 licenze esplorative nel Mare di Barents; e (ii) come partner in 5 licenze nel Mare del Nord e 4 licenze nel Mare di Norvegia. L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) il pozzo di delineazione della scoperta a gas e olio di Cape Vulture nelle licenze PL 128/128D (Eni 8%), in prossimità degli impianti 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 532 (Eni 20,88%), in prossimità del progetto Johan Castberg nella medesima licenza, con un potenziale minerario stimato tra 50 e 60 milioni di olio in posto; (iii) il pozzo Goliat West mineralizzato a olio nella licenza PL 229 (Eni 45,24%), incrementando le riserve stimate del giacimento in produzione Goliat; e (iv) una scoperta a olio e gas nella licenza PL 869 partecipata da Vår Energi con una quota del 20%.

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

Regno Unito

Eni è presente nel Regno Unito dal 1964. L'attività è condotta nel Mare del Nord inglese e nel Mare d'Irlanda per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 4.628 chilometri quadrati (4.018 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2018, la produzione in quota Eni nel Paese è stata di 58 mila boe/giorno.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Regno Unito sono regolate da contratti di concessione.

Produzione Eni partecipa in 4 aree produttive, di cui come operatore in Liverpool Bay (Eni 100%) e Hewett Area (Eni 89,3%). Gli altri principali giacimenti sono Elgin/Franklin (Eni 21,87%), Glenelg (Eni 8%), J-Block e Jasmine (Eni 33%) e Jade (Eni 7%).

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente la perforazione di: (i) due pozzi di infilling in Elgin Franklin, il primo in produzione da settembre e il secondo sarà completato nel 2019; (ii) due pozzi di infilling nei campi di Joanne e Jasmine, entrambi in produzione da maggio e settembre, inoltre è iniziata un'attività di workover che è stata completata all'inizio del 2019.

Esplorazione Eni partecipa in 34 blocchi esplorativi con quote comprese tra il 9% e il 100%, 29 dei quali operati.

AFRICA SETTENTRIONALE

Algeria

Eni è presente in Algeria dal 1981; nel 2018 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 85 mila boe/giorno. La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 3.470 chilometri quadrati (1.155 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività è concentrata nel deserto di Bir Rebaa, nell'area centro orientale del Paese, nei seguenti blocchi di esplorazione e sviluppo, operati da Eni: (i) i Blocchi 403a/d (Eni dal 65% al 100%); (ii) il Blocco ROM Nord (Eni 35%); (iii) i Blocchi 401a/402a (Eni 55%); (iv) il Blocco 403 (Eni 50%); e (v) il Blocco 405b (Eni 75%). Inoltre Eni partecipa nei blocchi non operati 404 e 208 con una quota del 12,25%.

Le attività di esplorazione e produzione Eni in Algeria sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement (PSA) e di concessione. Nell'aprile 2018 Eni 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 ricerca e sviluppo. In particolare: (i) nel luglio 2018 un accordo per ottimizzare le infrastrutture esistenti dei giacimenti di BRN nel Blocco 403 e MLE nel Blocco 405b in sinergia 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'obiettivo di realizzare un hub gas nell'area; e (ii) nell'ottobre 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, nel bacino del Nord Berkine. È in programma la realizzazione dello sviluppo accelerato delle riserve stimate in 75 milioni di boe in quota Eni 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 pipeline 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'intesa con Total con l'obiettivo di valutare il potenziale minerario nell'offshore del Paese. In particolare, nel dicembre 2018, sono stati assegnati due permessi esplorativi per avviare le attività di acquisizione sismica nel corso del 2019.

Blocchi 403a/d e ROM Nord

Produzione Nel 2018 l'area ha fornito circa il 18% della produzione in quota Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e ROM e satelliti. La produzione di ROM e satelliti (ZEA, ZEK e REC) è raccolta presso la Central Production Facilities (CPF) di ROM e inviata all'impianto di trattamento di BRN per il trattamento finale; la produzione del campo HBN è trattata nel centro olio HBNS operato dal Groupement Berkine.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di ottimizzazione della produzione, in particolare il giacimento di ROM Nord.

Blocchi 401a/402a

Produzione Nel 2018 l'area ha fornito circa il 16% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti ROD/SFNE e satelliti. Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di ottimizzazione della produzione sul campo di ROD.

Blocco 403

Produzione Nel 2018 l'area ha fornito circa il 7% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti BRN, BRW e BRSW.

Blocco 404

Produzione Nel 2018 l'area ha fornito circa il 20% della produzione Eni nel Paese, principalmente dai giacimenti HBN e HBNS.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di ottimizzazione della produzione.

Blocco 405b

Produzione Nel 2018 l'area ha fornito circa il 18% della produzione Eni nel Paese dal progetto MLE-CAFC. L'export della produzione avviene attraverso quattro pipeline collegate al network del Paese.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato attività di drilling presso i progetti CAFC Oil e MLE nonché l'upgrading delle facility di trattamento esistenti.

Blocco 208

Produzione Nel 2018 il blocco ha fornito circa il 21% della produzione Eni nel Paese, principalmente dal giacimento El Merk. La produzione è trattata presso un impianto della capacità di 17 milioni di metri cubi/ giorno di gas e con due treni di trattamento olio da 65 mila barili/giorno ciascuno.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il proseguimento dello sviluppo del campo di El Merk, con la perforazione di pozzi produttori e di water injection.

Libia

Eni è presente in Libia dal 1959. L'attività è condotta nell'offshore mediterraneo di fronte a Tripoli e nel deserto libico per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 26.636 chilometri quadrati (13.294 chilometri quadrati in quota Eni). L'attività di esplorazione e sviluppo è raggruppata in 6 aree contrattuali; onshore: (i) Area A, comprendente l'ex Concessione 82 (Eni 50%); (ii) Area B, ex Concessione 100 (Bu-Attifel) e il Blocco NC 125 (Eni 50%); (iii) Area E, con il giacimento El Feel (Eni 33,3%); (iv) Area F, con il Blocco 118 (Eni 50%) ed (v) Area D, con il Blocco NC 169, nell'ambito del Western Libyan Gas Project (Eni 50%); offshore: (i) Area C, con il giacimento a olio di Bouri (Eni 50%); ed (ii) Area D, con il Blocco NC 41, parte del Western Libyan Gas Project.

Nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 302 mila boe/giorno. Negli ultimi mesi le tensioni interne e gli scontri si sono nuovamente intensificati. Eni sta monitorando la situazione per valutare eventuali possibili misure per salvaguardare la sicurezza del personale e la sicurezza degli impianti e delle infrastrutture produttive. Per maggiori informazioni si rinvia alla sezione Fattori di rischio della Relazione Finanziaria Annuale 2018.

Le attività Eni in Libia sono regolate da contratti di EPSA che hanno durata fino al 2038 per l'Area C, fino al 2041 per l'Area E, fino al 2042 per l'Area A e B nonché fino al 2043 per l'Area D.

Sviluppo Nel corso del 2018 le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l'avvio produttivo del progetto offshore Bahr Essalam fase 2 (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 l'upgrading delle facility esistenti per incrementare la capacità produttiva; (ii) il potenziamento degli impianti di trattamento gas nell'area di Mellitah e Sabratha; e (iii) l'avvio di un programma di ottimizzazione della produzione del giacimento di Wafa. Il progetto prevede attività di drilling e la realizzazione di nuove unità di compressione gas. In particolare, sono state avviate nel 2018 attività di infilling: un primo pozzo 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 firmati nel 2017 per la realizzazione di iniziative relative alla salute ed educazione a supporto delle comunità locali, sono state definite due aree di intervento: (i) supporto alle Autorità Sanitarie locali, 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'impianto di desalinizzazione nell'area di Zuara per fornire acqua alle comunità locali.

Nel dicembre 2018 è stato firmato un Memorandum of Understanding con la compagnia elettrica nazionale GECOL e la compagnia petrolifera di stato NOC che include l'avvio di un progetto di riabilitazione di alcune centrali elettriche 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'energia presso le aree produttive di Bu-Attifel ed El Feel; (ii) programmi di formazione in ambito medico e nel settore Oil & Gas; e (iii) interventi di ristrutturazione e realizzazione di infrastrutture a scopo sociale nonché la fornitura di farmaci.

Esplorazione 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 quota del 42,5% nell'Exploration and Production Sharing (EPSA) di BP nel Paese, in particolare nelle aree contrattuali onshore A e B e nell'area offshore C. L'accordo prevede il rilancio delle attività di esplorazione 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 attraverso l'attuazione di programmi specifici di istruzione e formazione.

Tunisia

Eni è presente in Tunisia dal 1961; nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 9 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nelle aree desertiche del sud e nell'offshore mediterraneo di fronte a Hammamet, per una superficie complessiva sviluppata di 3.600 chilometri quadrati (1.558 chilometri quadrati in quota Eni). Le attività d'esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di concessione. Produzione La produzione è fornita principalmente dai seguenti giacimenti operati: offshore di Maamoura e Baraka (Eni 49%); onshore di Adam (Eni 25%), Oued Zar (Eni 50%), Djebel Grouz (Eni 50%), MLD (Eni 50%) ed El Borma (Eni 50%).

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato interventi di ottimizzazione sulle concessioni in produzione per contrastare il naturale declino produttivo.

EGITTO

Eni è presente in Egitto dal 1954; nel 2018 la produzione di idrocarburi è stata di 300 mila boe/giorno in quota Eni, rappresentando circa il 16% della produzione annuale Eni di idrocarburi. Eni opera su una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 15.903 chilometri quadrati (5.248 chilometri quadrati in quota Eni). Le principali attività produttive operate da Eni sono condotte: (i) nel blocco Shorouk (Eni 50%) nell'offshore del Mediterraneo con il giacimento giant a gas di Zohr; (ii) nella concessione Sinai, principalmente nei giacimenti Belayim Marine-Land ed Abu Rudeis (Eni 100%); (iii) nel Deserto Occidentale nelle concessioni Melehia (Eni 76%), Ras Qattara (Eni 75%) e West Abu Gharadig (Eni 45%); e (iv) nelle concessioni di Ashrafi (Eni 50%), Baltim (Eni 50%), Nile Delta (Eni 75%), North Port Said ( Eni 100%), North Razzak (Eni 100%) e Temsah (Eni 50%).

Inoltre Eni partecipa nelle concessioni in produzione di Ras el Barr (Eni 50%) e South Ghara (Eni 25%).

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Egitto sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.

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 Delta del Nilo orientale. Nel dicembre 2018 è stata ceduta una quota del 20% a Mubadala Petroleum e una quota del 25% a BP nella concessione di Nour. A seguito dell'operazione Eni detiene una quota del 40%; (ii) l'estensione di dieci anni a partire dal 2021 della concessione Nile Delta contenente la concessione Abu Madi West con il giacimento di Nooros; (iii) l'estensione dell'attività esplorativa nel permesso di El Qar'a (Eni 75%), all'interno della prolifica area produttiva denominata Grand Nooros Area; (iv) l'estensione per un ulteriore periodo di cinque anni della concessione di Ras Qattara nel Western Desert; e (v) l'estensione della concessione di sviluppo di Faramid (Eni 100%).

L'attivita esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) il pozzo Faramid-S1X, mineralizzato a gas, nella concessione East Obayed (Eni 100%); (ii) le scoperte a olio A-2X e B1-X e con la recente scoperta a gas e condensati A-1X nel permesso South West Meleiha (Eni 100%); e (iii) con il pozzo Nour-1 mineralizzato a gas nella licenza esplorativa Nour.

Blocco Shorouk

Nel giugno 2018 è stata completata la cessione della quota del 10% del giacimento Zohr a Mubadala Petroleum, per un ammontare pari a \$934 milioni.

Nel settembre 2018, con un anno di anticipo rispetto al piano di sviluppo, il progetto Zohr ha raggiunto il target di plateau produttivo pari a 365 mila boe/giorno (110 mila boe/giorno in quota Eni) con il completamento delle attività di drilling e la realizzazione e start-up delle quattro unità di trattamento onshore pianificate, oltre all'unità di trattamento avviata alla fine del 2017, portando la capacità installata ad oltre 57 milioni di metri cubi/giorno. Il plateau produttivo, rivisto al rialzo fino a circa 91 milioni di metri cubi giorno, è atteso nel corso del 2019 con il completamento e l'avvio di ulteriori tre unità di trattamento onshore del gas e di ulteriori tre pozzi produttori per un totale di 13 pozzi complessivi.

Nell'ambito delle iniziative di social responsibility sono in corso di implementazione i programmi definiti dal Memorandum of Understanding firmato nel 2017. L'accordo, che affianca le attività di sviluppo del progetto Zohr, definisce due progetti 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 fornitura di tutte le necessarie attrezzature medico-sanitarie. Le attività previste sono state completate nel maggio 2018. Il secondo progetto, per un valore complessivo di \$20 milioni, include diverse iniziative di supporto socio-economico e sanitario a favore delle comunità locali nell'area di Zohr e Port Said. Il programma ha identificato in accordo con gli stakeholder dell'area e le Autorità del Paese, tre aree di intervento: (i) acquacoltura ed attività ittiche, in particolare con la costruzione di un distretto ittico. Le attività sono state 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 mila persone nell'area di Port Said. Il completamento delle attività è previsto nel 2019. Il progetto include oltre alla realizzazione delle infrastrutture identificate ulteriori iniziative nell'ambito della formazione e prevenzione sanitaria; e (iii) programmi a supporto dei giovani, in particolare con la costruzione di un centro giovanile il cui completamento è atteso nel 2019.

Sinai

Produzione La produzione dell'area è stata di 66 mila barili/giorno (44 mila in quota Eni) ed è fornita principalmente dai giacimenti Belayim Marine e Belayim Land.

Sviluppo Nel corso dell'anno sono state eseguite attività di infilling e ottimizzazione della produzione per contrastare il declino produttivo. Inoltre nell'area è stato completato il progetto di water reinjection consentendo di raggiungere lo zero water discharge.

North Port Said

Produzione Nel 2018 la produzione della concessione è stata di circa 20 mila boe/giorno (circa 15 mila in quota Eni), circa 2,5 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 2 mila barili/giorno di condensati. Parte della produzione della concessione è destinata all'impianto di proprietà United Gas Derivatives Co. (Eni 33,33%) con una capacità di trattamento di 37 milioni di metri cubi di gas/giorno e una produzione annua di circa 133 mila tonnellate di propano, 72 mila tonnellate di GPL e circa 1 milione di barili di condensati.

Baltim

Produzione Nel 2018 la produzione della concessione è stata di circa 18 mila boe/giorno (circa 6 mila in quota Eni); circa 2 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati.

Sviluppo Le attività in corso riguardano lo sviluppo del progetto offshore di Baltim South West. Il progetto sanzionato nel 2018 prevede uno sviluppo accelerato con start-up atteso nel corso del 2019.

Nile Delta

Produzione La produzione è fornita principalmente dal progetto Nidoco NW e satelliti nell'ambito della Great Nooros Area, nella concessione Abu Madi West, che nel 2018 ha prodotto 213 mila boe/giorno (105 mila boe/giorno in quota Eni).

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il completamento e lo start-up di ulteriori due pozzi di sviluppo addizionali nel giacimento Nooros e la realizzazione di una pipeline per il trasporto del gas all'impianto di trattamento di El Gamil. Il completamento delle attività è previsto nel 2019

Esplorazione Nel febbraio 2019 è stato assegnato a Eni un nuovo blocco esplorativo nell'onshore del Delta del Nilo, West Sherbean (Eni 50%, operatore), in prossimità del giacimento in produzione di Nooros. In caso di successo esplorativo, le attività di sviluppo potranno avvalersi delle infrastrutture esistenti.

Ras el Barr

Produzione Nel 2018 la produzione dell'area è stata di 40 mila boe/ giorno (15 mila in quota Eni), principalmente gas proveniente dai giacimenti Ha'py e Seth.

El Temsah

Produzione La concessione comprende principalmente i campi di Tuna, Temsah e Denise, la cui produzione nel 2018 è stata di circa 47 mila boe/ giorno (circa 12 mila in quota Eni); circa 6,5 milioni di metri cubi/giorno di gas e circa 3 mila barili/giorno di condensati in quota Eni.

Deserto Occidentale

Produzione L'area comprende le concessioni produttive di Meleiha, Ras Qattara e West Abu Gharadig che nel 2018 hanno prodotto circa 49 mila barili/giorno (circa 24 mila barili/giorno in quota Eni).

Nel corso dell'anno sono state eseguite attività di infilling e ottimizzazione della produzione.

Esplorazione Nel febbraio 2019 è stato assegnato ad Eni il blocco esplorativo onshore di South East Siwa con una quota del 100%.

AFRICA SUB-SAHARIANA

Angola

Eni è presente in Angola dal 1980; nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 146 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore convenzionale e profondo per una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 21.441 chilometri quadrati (5.303 in quota Eni). Il principale asset nel Paese è il Blocco 15/06 (Eni 36,84%, operatore) con i progetti West Hub ed East Hub. Altri blocchi produttivi partecipati da Eni sono: (i) il Blocco 0 (Eni 9,8%) in Cabinda nel nord della costa angolana; (ii) le Development Area nel Blocco 3 e 3/05-A (Eni 12%) nell'offshore del Paese; (iii) le Development Area nel Blocco 14 (Eni 20%) nell'offshore profondo a ovest del Blocco 0; (iv) la Development Area Lianzi nel Blocco 14K/A IMI (Eni 10%); e (v) le Development Area del Blocco 15 (Eni 20%) nell'offshore profondo.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Angola sono regolate da contratti di concessione e da Production Sharing Agreement.

Eni è impegnata nell'implementazione di attività a supporto dello sviluppo socio-economico nella regione meridionale del Paese, nella provincia di Huila e Namibe. In particolare sono proseguite: (i) le attività a supporto dell'accesso all'energia da fonti rinnovabili e all'acqua potabile; (ii) le iniziative in ambito sanitario 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; e (iii) programmi a supporto dell'educazione primaria.

Nel 2018 le attività hanno riguardato: (i) l'avvio di iniziative a supporto dello 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) il progetto "Luanda refinery reliability improvement and gasoline production increase". Il progetto prevede lo sviluppo di soluzioni specifiche per migliorare l'affidabilità della raffineria di Luanda, incrementare la produzione di benzina attraverso l'installazione di nuove unità produttive, ottimizzare i processi e formare il personale. Nel corso dell'anno è stata eseguita una prima manutenzione straordinaria e avviato il programma di training.

Blocco 15/06

Produzione La produzione del blocco è fornita dai due progetti West Hub ed East Hub, che nel 2018 hanno prodotto 155 mila boe/giorno. Lo schema di sviluppo dei due progetti West Hub ed East Hub prevede l'allacciamento sequenziale alle due FPSO delle numerose scoperte dell'area a sostegno del plateau produttivo.

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

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato i due progetti in produzione nell'area. In particolare per il progetto West Hub: (i) è stata completata la fase di ramp-up di Ochigufu raggiungendo il plateau produttivo di 25 mila 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 presente 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 produttori, due pozzi per la water injection e collegamento alle facility produttive presenti. Lo start-up è previsto nel 2021. Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con: (i) le scoperte a olio di Kalimba e Afoxé nell'area del progetto East Hub. Le scoperte presentano complessivamente un potenziale minerario stimato in 400- 500 milioni di barili di olio in posto; (ii) la scoperta a olio di Agogo nell'area del progetto West Hub, con un potenziale minerario stimato in 450-650 milioni di barili di olio in posto. Lo sviluppo delle scoperte farà leva su possibili sinergie sfruttando la presenza di facility produttive esistenti.

Blocco 0

Produzione Nel 2018 la produzione del blocco è stata di circa 283 mila boe/giorno (28 mila in quota Eni) fornita principalmente dai giacimenti Takula, Malongo e Mafumeira nell'Area A (19 mila boe/giorno in quota Eni) e dai giacimenti di Bomboco, Kokongo, Lomba, N'Dola, Nemba e Sanha nell'Area B (9 mila barili in quota Eni). Il gas associato alla produzione del Blocco 0 è inviato, attraverso il gasdotto Congo River Crossing, all'impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito) ed in parte fornito al mercato domestico, per la generazione elettrica nella regione di Cabinda. Sviluppo Sono state completate le attività di drilling programmate del progetto in produzione Mafumeira Sul.

Blocco 3 e 3/05-A

Produzione Il Blocco 3 è suddiviso in tre aree produttive offshore. Il petrolio è inviato alla nave di stoccaggio Palanca FSO per l'esportazione. Nel 2018 la produzione complessiva dell'area è stata di circa 25 mila boe/giorno (2 mila in quota Eni).

Blocco 14

Produzione Nel 2018 le Development Area del Blocco 14 hanno prodotto circa 84 mila boe/giorno (12 mila in quota Eni). I principali giacimenti in produzione sono Landana e Tombua nonché Benguela-Belize/ Lobito-Tomboco e Lianzi. Il gas associato prodotto nell'area viene trasportato attraverso il gasdotto Congo River Crossing all'impianto di liquefazione A-LNG (v. di seguito).

Blocco 15

Produzione Nel 2018 il blocco ha prodotto circa 256 mila boe/giorno (32 mila in quota Eni). I principali giacimenti in produzione sono: (i) Hungo/Chocalho, avviati nel 2004, e Marimba avviato nel 2007 attraverso l'FPSO di Kizomba A; (ii) Kissanje/Dikanza, avviati nel 2005 con l'FPSO Kizomba B; (iii) Saxi/Batuque e Mondo avviati nel 2008 per mezzo di due FPSO aggiuntive; (iv) Clochas e Mavacola avviati nel 2012 con il progetto Kizomba Satellite Fase 1; e (v) Bavuca, Kakocha e Mondo South avviati nel 2015 con il progetto Kizomba Satellite Fase 2.

Angola LNG

Eni partecipa con la quota del 13,6% nel consorzio Angola LNG (A-LNG) che gestisce un impianto di liquefazione, presso Soyo, con una capacità di trattamento di circa 10 miliardi di metri cubi/anno di feed gas e di liquefazione di 5,2 milioni di tonnellate/anno di GNL. La produzione nel corso del 2018 è stata di circa 20 mila boe/giorno in quota Eni.

Congo

Eni è presente in Congo dal 1968. La produzione in quota Eni nel 2018 è stata di 92 mila boe/giorno. L'attività è condotta nell'offshore convenzionale e profondo di fronte a Pointe-Noire e nell'area di Koilou nell'onshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.750 chilometri quadrati (1.471 in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Congo sono regolate da Production Sharing Agreement.

Produzione La produzione è fornita principalmente dai giacimenti operati di Nené Marine e Litchendjili (Eni 65%), Zatchi (Eni 55,25%), Loango (Eni 42,5%), Ikalou (Eni 100%), Djambala (Eni 50%), Foukanda e Mwafi (Eni 58%), Kitina (Eni 52%), Awa Paloukou (Eni 90%), M'Boundi (Eni 82%), Kouakouala (Eni 74,25%), Zingali e Loufika (Eni 100%), con una produzione nel 2018 di circa 96 mila boe/giorno (74 mila in quota Eni). I giacimenti non operati situati nei permessi produttivi Pointe-Noire Grand Fond e Likouala (Eni 35%) hanno fornito complessivamente circa 51 mila boe/giorno (18 mila in quota Eni).

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il progetto in produzione di Nené Marine fase 2A nel blocco Marine XII. Sono state completate le attività di drilling e l'installazione della condotta sottomarina di collegamento con la piattaforma produttiva del giacimento in produzione di Litchendjili nel blocco Marine XII; (ii) il completamento delle attività di ingegneria per lo sviluppo del progetto Nené Marine fase 2B, sanzionato nel dicembre 2018; (iii) le attività per incrementare la capacità di generazione elettrica di 170 MW della centrale CEC (Eni 20%). La fornitura addizionale di gas sarà assicurata dalla produzione del blocco Marine XII; e (iv) il progetto di water re-injection sui giacimenti operati in produzione di Loango e Zatchi.

Proseguono le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda, con l'obiettivo di migliorare le condizioni di vita della popolazione. Il progetto prevede diverse iniziative a supporto dello sviluppo socioeconomico, accesso all'acqua, all'energia, educazione e servizi sanitari. In particolare nel corso del 2018 i programmi hanno riguardato: (i) il completamento del progetto CATREP per lo sviluppo agricolo con la formazione di 14 cooperative agricole, anche con il supporto del World Food Programme; (ii) interventi di ristrutturazione e realizzazione di centri multiculturali; (iii) programmi a supporto dell'educazione, in particolare nell'area di Pointe Noire attraverso 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 altre strutture operanti nell'area, in particolare nell'ambito materno-infantile. Inoltre sono proseguite le attività per la realizzazione di un centro di formazione e ricerca sulle energie rinnovabili a Oyo, nel nord del Paese.

Ghana

Eni è presente in Ghana dal 2009. L'attività è concentrate nell'offshore profondo del Paese su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 1.353 chilometri quadrati (579 chilometri quadrati in quota Eni). Eni è operatore con una quota del 44,44% del permesso Offshore Cape Three Points (OCTP), regolato da un accordo di concessione e con una quota del 42,47% nella licenza esplorativa offshore Cape Three Points Block 4. Produzione La produzione dell'anno è stata di 18 mila boe/giorno in quota Eni fornita dal progetto operato OCTP.

Nel corso del 2018 è stata avviata la produzione di gas non associato nell'ambito del progetto OCTP. Il gas prodotto è inviato ad un impianto di trattamento onshore per essere immesso nella rete del Paese. L'OCTP è l'unico progetto di sviluppo di gas non associato in acque profonde interamente dedicato al mercato domestico nell'Africa Sub-Sahariana e garantirà al Ghana 15 anni di forniture affidabili di gas ad un prezzo competitivo, dando un contributo sostanziale all'accesso all'energia e allo sviluppo economico del Paese. Il progetto è stato sviluppato in conformità ai requisiti più stringenti in materia ambientale, zero gas flaring e reiniezione dell'acqua prodotta.

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 corso 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.

Nell'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 CO2 nel medio periodo attraverso iniziative di contrasto alla deforestazione, accesso all'energia e programmi di efficienza energetica.

Mozambico

Eni è presente in Mozambico dal 2006 a seguito dell'acquisizione dell'Area 4 nel bacino offshore di Rovuma, localizzato nell'area settentrionale del Paese. Si tratta di una nuova frontiera nell'industria mondiale degli idrocarburi grazie alle straordinarie scoperte di gas che sono state realizzate a fronte di un'intensa campagna esplorativa nell'arco di soli 3 anni. Ad oggi sono state accertate risorse in posto pari a circa 2.400 miliardi di metri cubi.

Nell'ottobre 2018 è stato sottoscritto il contratto per i diritti di esplorazione e sviluppo del blocco offshore A5-A nelle acque profonde dello Zambesi. Il blocco sarà operato da Eni con 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 A5-A. L'accordo è soggetto all'approvazione da parte delle Autorità del Paese.

I diritti esclusivi di esplorazione, sviluppo e produzione degli idrocarburi dell'Area 4 sono assegnati alla società Mozambique Rovuma Venture (MRV) – controllata pariteticamente da Eni ed ExxonMobil, ciascuna con il 35,7% di partecipazione azionaria, e da CNPC che detiene il 28,6% – in partecipazione con la società di stato ENH, Galp e Kogas. Le attività di sviluppo di Area 4 (Eni 25%) riguardano il giacimento Coral, operato da Eni, e le scoperte del Mamba Complex dove Eni è operatore della fase upstream ed Exxon Mobil della fase liquefazione. Le attività relative al progetto sanzionato di Coral South prevedono 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 concessionari di Area 4 (tra i quali CNPC ed Exxon Mobil attraverso l'operatore Mozambique Rovuma Venture SpA) alla BP sulla base di un contratto long-term della durata di venti anni con opzione di ulteriori dieci anni.

Per le scoperte del Mamba Complex, il progetto Rovuma LNG prevede lo sviluppo di una parte delle riserve a cavallo con Area 1 (riserve straddling) attraverso un piano indipendente ma coordinato con l'operatore dell'Area 1 (Anadarko), a cui si aggiungono parte delle riserve non straddling. Il progetto prevede la realizzazione di due treni onshore, alimentati da 24 pozzi sottomarini, per il trattamento, la liquefazione del gas, lo stoccaggio e l'export del GNL della capacità complessiva di circa 7,6 milioni di tonnellate all'anno ciascuno. Nel luglio 2018 il piano di sviluppo è stato sottoposto alle competenti Autorità del Paese per una prima review. Le attività finalizzate alla commercializzazione del GNL 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 atteso nel 2024.

Nel 2018 sono proseguite le iniziative Eni a sostegno della popolazione locale del Paese, in particolare: (i) programmi a supporto della scolarità primaria nella città di Pemba anche attraverso attività di manutenzione ordinaria e straordinaria di scuole e iniziative di formazione anche con programmi specifici sui temi Oil & Gas; e (ii) programmi a sostegno della salute, coordinati con le Autorità sanitarie del Paese, nell'area di Maputo, Pemba e Palma, attraverso iniziative specifiche sui temi della prevenzione, realizzazione di strutture e forniture di attrezzature mediche, in particolare nell'area di Cabo Delgado.

Nigeria

Eni è presente in Nigeria dal 1962; nel 2018 la produzione di idrocarburi in quota Eni è stata di 100 mila boe/giorno. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 30.769 chilometri quadrati (7.722 chilometri quadrati in quota Eni).

Nella fase di produzione/sviluppo Eni è operatore nell'onshore dei quattro Oil Mining Leases (OML) 60, 61, 62 e 63 (Eni 20%) e nell'offshore degli OML 125 (Eni 100%), OPL 245 (Eni 50%) e partecipa nell'OML 118 (Eni 12,5%), nonché nel service contract OML 116.

Attraverso la SPDC JV, la principale joint venture petrolifera del Paese, Eni partecipa con una quota del 5% in 17 blocchi onshore e in 1 blocco nell'offshore convenzionale, nonché con una quota del 12,86% in 2 blocchi nell'offshore convenzionale.

Nella fase esplorativa Eni è operatore dell'OML 134 (Eni 100%) e OPL 2009 (Eni 49%) nell'offshore e dell'OPL 282 (Eni 90%) e OPL 135 (Eni 48%) nell'onshore. Inoltre partecipa nell'OML 135 (Eni 12,5%).

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

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

L'attività Eni in Nigeria è regolata da Production Sharing Agreement e da contratti di concessione nonché da un contratto di servizio nel quale Eni agisce in qualità di contractor per conto della compagnia di Stato.

Blocchi OML 60, 61, 62 e 63

Produzione Le quattro licenze onshore hanno fornito nel 2018 circa 44 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione di liquidi e gas è supportata dall'impianto di Obiafu-Obrikom della capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi/giorno di gas e dal terminale di carico a Brass con la capacità di stoccaggio di circa 3,5 milioni di barili di petrolio. Una parte significativa della produzione di gas delle quattro licenze è destinata all'impianto di liquefazione di Bonny Island N-LNG (v. di seguito).

Parte della produzione di gas alimenta la centrale termoelettrica a ciclo combinato di Okpai della capacità di generazione di 480 megawatt. Nel 2018 le forniture alla centrale sono state di circa 1 milione di metri cubi/giorno.

Sviluppo 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 a seguito di azioni di sabotaggio e bunkering; (ii) il completamento del progetto di water injection del giacimento Ebocha, consentendo di raggiungere una capacità di reiniezione pari a circa 30 mila barili/giorno di acqua di produzione; e (iii) le attività di fase 2 della centrale di Okpai per raddoppiare la potenza installata.

Blocco OML 118

Produzione Nel 2018 il campo Bonga ha prodotto oltre 13 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione è supportata da un'unità FPSO della capacità di trattamento di 225 mila boe/giorno e di 2 milioni di barili di stoccaggio. Il gas associato è convogliato su una piattaforma di raccolta situata sul campo EA e da qui inviato all'impianto di liquefazione di Bonny.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente l'attività di drilling per incrementare la produzione ed interventi di workover per contrastare il naturale declino produttivo.

Blocco OML 125

Produzione La produzione è fornita dal campo di Abo che nel 2018 ha prodotto circa 12 mila boe/giorno in quota Eni. La produzione è supportata da un'unità FPSO della capacità di trattamento di 40 mila boe/ giorno e di 800 mila barili di stoccaggio.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente l'attività di drilling per incrementare la produzione ed interventi di workover per contrastare il naturale declino del campo di Abo.

SPDC Joint Venture (NASE)

Produzione Nel 2018, la produzione in quota Eni è stata pari a 29 mila boe/giorno.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente i progetti di sviluppo di gas associato Forkados Yokri Integrated Project nel blocco OML 43 (Eni 5%) e Gbaran fase 2A/2B e SSAGS project nel blocco OML 28 (Eni 5%). Il gas prodotto sarà destinato al mercato domestico.

Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto successo con il pozzo di scoperta EPU-05 deep mineralizzato a gas nell'area del giacimento Gbaran-Kolo Creek-Epu (Eni 5%).

Nigeria LNG

Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L'impianto ha una capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di gas supply agreement dalle produzioni di tre jointventure SPDC JV, TEPNG JV e della NAOC JV (Eni 20%). I volumi trattati dall'impianto 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 lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd.

KAZAKHSTAN

Eni è presente in Kazakhstan dal 1992, dove è co-operatore del giacimento in produzione di Karachaganak e partecipa al consorzio North Caspian Sea PSA responsabile delle operazioni del giacimento Kashagan. L'attività è condotta su di una superficie sviluppata e non sviluppata di 6.281 chilometri quadrati (1.543 chilometri quadrati in quota Eni). Inoltre Eni opera congiuntamente con la società di stato KazMunayGas il blocco Isatay (Eni 50%), situato nelle acque kazake del Mar Caspio. Il blocco si stima abbia un notevole potenziale di risorse petrolifere.

Kashagan

Eni partecipa con il 16,81% nel North Caspian Sea Production Sharing Agreement (NCSPSA) che regola fino al 2041 i diritti di esplorazione, di sviluppo e di sfruttamento di un'area di circa 4.600 chilometri quadrati localizzata nella porzione settentrionale del Mar Caspio. Nell'area contrattuale è localizzato il giacimento giant Kashagan, scoperto nel 2000.

Produzione La produzione del giacimento nel 2018 è stata di 303 mila barili/giorno (50 mila in quota Eni) e 13 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale (2,1 milioni in quota Eni). Il gas trattato è diretto alla compagnia di stato nazionale KazTransGas e i volumi restanti sono utilizzati per la produzione di fuel gas. Il gas non trattato (circa il 30%) è re-iniettato nel giacimento. La produzione di liquidi è stabilizzata presso Bolashak per la successiva commercializzazione sui mercati occidentali attraverso il Caspian Pipeline Consortium (Eni 2%) e tramite la pipeline Atyrau-Samara.

Sviluppo Continuano le attività di sviluppo per il completamento dell'Experimental Program del giacimento Kashagan per raggiungere la capacità di plateau produttivo pari a circa 370 mila barili/giorno, al 100%, nel 2019.

Proseguono gli studi per ulteriori fasi di sviluppo che includono l'espansione della capacità di iniezione 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.

Karachaganak

Localizzato onshore nella parte occidentale del Paese, Karachaganak (Eni 29,25%) è un giacimento giant che produce petrolio, condensati e gas naturale. Le operazioni condotte dal consorzio Karachaganak Petroleum Operating (KPO) sono regolate da un Production Sharing Agreement. Eni e Shell sono co-operatori.

Produzione La produzione di Karachaganak nell'anno è stata di 240 mila barili/giorno di liquidi (44 mila in quota Eni) e 28 milioni di metri cubi/giorno di gas naturale (5,4 milioni in quota Eni). L'attività operativa è condotta producendo liquidi (condensati e olio) dalle parti più profonde del giacimento e utilizzando circa il 50% del gas prodotto per la vendita alla centrale di Orenburg in Russia, ed il restante volume per la reiniezione nelle parti superiori del giacimento e per la produzione di fuel gas. Circa il 95% della produzione di liquidi è stabilizzata presso il Karachaganak Processing Complex (KPC) per la successiva commercializzazione sui mercati occidentali attraverso il Caspian Pipeline Consortium e tramite la pipeline Atyrau-Samara che si connette con i sistemi di esportazione russi. La rimanente parte di liquidi è stata inviata non stabilizzata alla centrale di Orenburg fino a settembre 2018, quando è scaduto il contratto d'acquisto.

Sviluppo Nell'ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karachaganak è stato 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 nei prossimi anni dall'installazione di ulteriori facility di reiniezione di gas che si aggiungeranno a quelle esistenti.

Prosegue l'impegno di Eni a sostegno delle comunità presso l'area del giacimento di Karachaganak. In particolare continuano gli interventi in ambito di: (i) formazione professionale; e (ii) realizzazione di asili e scuole, manutenzione di ponti e strade, costruzione di centri sportivi.

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 entrare nel Paese. In particolare, sono state completate le seguenti acquisizioni di asset esplorativi e in produzione in Abu Dhabi: (i) nel marzo 2018 sono stati acquisiti i due Concession Agreement della durata di 40 anni per l'ingresso con una quota del 5% nel giacimento in produzione a olio di Lower Zakum e con una quota del 10% nei giacimenti in produzione a olio, condensati e gas di Umm Shaif e Nasr, nell'offshore del Paese. Il corrispettivo complessivo dell'operazione è stato di circa \$875 milioni; (ii) nel novembre 2018, l'assegnazione di una quota del 25% nella concessione offshore denominata Ghasha. La concessione, della durata di 40 anni, include 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; e (iii) nel gennaio 2019, Eni si è aggiudicata l'operatorship con una quota del 70% nei Blocchi esplorativi 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 due pozzi di appraisal nel Blocco 2.

Nel gennaio 2019 Eni si è anche aggiudicata tre concessioni onshore esplorative nell'Emirato di Sharjah. In particolare: (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 nelle aree A e B e studi esplorativi nell'area C. Inoltre nell'aprile 2019 Eni ha acquisito una concessione offshore esplorativa nell'Emirato di Ras al Khaimah, aggiudicandosi l'operatorship con una quota del 90% nell'area A.

Indonesia

Eni è presente in Indonesia dal 2001; nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 72 mila boe/giorno, prevalentemente gas. L'attività è concentrata nell'area offshore del Kalimantan orientale, nell'offshore dell'isola di Sumatra e nell'onshore/offshore di West Timor e West Papua.

La superficie complessiva sviluppata e non sviluppata è di 30.173 chilometri quadrati (23.769 chilometri quadrati in quota Eni) su un totale di 13 blocchi.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni nel Paese sono regolate da contratti di Production Sharing Agreement.

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

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

Produzione La produzione deriva principalmente dal blocco operato Muara Bakau (Eni 55%) dove è in produzione il giacimento a gas di Jangkrik. La produzione è assicurata da dieci pozzi sottomarini collegati all'Unità Galleggiante di Produzione (FPU). Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, viene spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang. Il gas prodotto è venduto con contratti di lungo termine, sia alla compagnia di stato indonesiana Pertamina sia alla stessa Eni che lo commercializza nel mercato asiatico.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il progetto offshore a gas di Merakes nel blocco operato East Sepinggan (Eni 85%). Nel dicembre 2018 è stato approvato il piano di sviluppo da parte delle Autorità del Paese. Il progetto prevede la perforazione di 5 pozzi sottomarini che verranno collegati all'unità galleggiante di produzione (Floating Production Unit – FPU) del giacimento in produzione di Jangkrik.

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

Esplorazione L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con la scoperta Merakes East nel blocco operato East Sepinggan situato nell'offshore del Paese.

Nel maggio 2018 Eni si è aggiudicata con una quota del 100% il blocco esplorativo East Ganal nelle acque profonde del bacino di Kutei, in prossimità del blocco di Muara Bakau.

Iraq

Eni è presente in Iraq dal 2009 con attività di sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata di 1.074 chilometri quadrati (446 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di produzione e sviluppo sono regolate da un technical service contract.

Produzione La produzione è fornita dal giacimento Zubair (Eni 41,6%) che nel 2018 ha prodotto 34 mila barili/giorno in quota Eni.

Sviluppo Le attività riguardano l'esecuzione di un'ulteriore fase di sviluppo dell'ERP (Enhanced Redevelopment Plan) per il progetto di Zubair, che consentirà di raggiungere il livello produttivo di plateau pari a 700 mila barili/giorno. Il programma prevede inoltre l'utilizzo del gas associato per la generazione elettrica. La capacità produttiva e le principali facility per raggiungere il target produttivo sono state già installate; le riserve presenti nel giacimento saranno messe progressivamente in produzione attraverso la perforazione di pozzi produttivi addizionali nei prossimi anni.

Pakistan

Eni è presente in Pakistan dal 2000; nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 3 milioni di metri cubi/giorno, su di una superficie complessiva sviluppata e non sviluppata di 14.876 chilometri quadrati (5.786 chilometri quadrati in quota Eni).

Le attività di esplorazione e produzione di Eni sono regolate da contratti di concessione (attività onshore) e Production Sharing Agreement (attività offshore).

Produzione I principali permessi operati da Eni sono Bhit/Badhra (Eni 40%) e Kadanwari (Eni 18,42%). Inoltre Eni partecipa nei permessi di Latif (Eni 33,3%), Zamzama (Eni 17,75%) e Sawan (Eni 23,7%).

Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato: (i) la perforazione di nuovi pozzi di sviluppo sui giacimenti in produzione al fine di ottimizzare la produzione; (ii) ottimizzazione delle facility onshore esistenti; e (iii) attività di rigless sui pozzi in produzione per contrastare il declino produttivo.

Turkmenistan

Eni è presente in Turkmenistan dal 2008 a seguito dell'acquisizione di Burren Energy Plc. L'attività è condotta nel blocco onshore Nebit Dag nella parte occidentale del Paese per una superficie sviluppata di 200 chilometri quadrati (180 chilometri quadrati in quota Eni), suddivisa in quattro aree. Nel 2018, la produzione in quota Eni è stata di 11 mila boe/giorno. Le operazioni sono regolate da un Production Sharing Agreement.

Produzione La produzione è fornita essenzialmente dal giacimento a olio di Burun. L'olio prodotto è trattato dalla locale Raffineria di Turkmenbashi. Eni viene compensata dalle Autorità Turkmene con un'equivalente quantità, in valore, di greggio al terminale di Okarem, sulla costa meridionale del Mar Caspio, dove è venduta FOB. Il gas associato è utilizzato per gas lift. L'ammontare residuo è ceduto a Turkmenneft, tramite il grid locale.

Sviluppo Le attività dell'anno hanno riguardato la perforazione di nuovi pozzi e programmi di workover al fine di contrastare il naturale declino produttivo.

AMERICA

Ecuador

Eni è presente in Ecuador dal 1988, nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 12 mila barili/giorno. L'attività è condotta nel Blocco 10 (Eni 100%) situato nell'area orientale del Paese, per una superficie sviluppata di 1.985 chilometri quadrati in quota Eni. Le attività di Eni nel Paese sono regolate da un contratto di servizio.

Produzione La produzione è fornita dal giacimento a olio di Villano, avviato nel 1999. Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una Central Production Facility collegata via pipeline alle facility di stoccaggio situate sulla costa pacifica.

Messico

Eni è presente in Messico dal 2015 con attività di esplorazione e sviluppo di idrocarburi su una superficie sviluppata e non sviluppata di 4.387 chilometri quadrati (3.000 chilometri quadrati in quota Eni).

L'attività è concentrata nell'offshore del Golfo del Messico nelle licenze operate di: (i) Area 1 con una quota del 100% dove sono in corso le attività di sviluppo delle scoperte di Amoca, Miztón e Tecoalli; e (ii) Area 10 (Eni 100%), Area 14 (Eni 60%) e Area 7 (Eni 45%), nel bacino di Sureste. Nel 2018 sono stati firmati i seguenti accordi: (i) lo scambio di quote di partecipazione di asset esplorativi con la società Lukoil. In particolare l'accordo prevede la cessione del 20% della quota Eni nelle licenze di Area 10 e Area 14 e l'acquisizione di una quota del 40% nell'Area 12 operata da Lukoil; (ii) la cessione di una quota del 35% nella licenza di Area 1 con la società Qatar Petroleum.

Gli accordi definiti sono soggetti all'approvazione delle competenti Autorità del Paese.

Inoltre nel 2018 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. Le attività di esplorazione e sviluppo nel Paese sono regolate da PSA e da un contratto di concessione per la licenza di Area 24.

Sviluppo Nel luglio 2018 è stato approvato dalle Autorità del Paese il piano per lo sviluppo delle tre scoperte di Amoca, Mitzón e Tecoalli ubicate nell'Area 1. Lo sviluppo avverrà per fasi con lo start-up in early production atteso nel 2019 attraverso l'installazione 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 e di una FPSO per incrementare la capacità produttiva fino a 90 mila barili/giorno nel 2021.

Nel corso dell'anno sono state implementate alcune 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. Inoltre è stato finalizzato il primo Local Development Plan, in accordo con le Autorità locali competenti, comprendente i futuri programmi a supporto delle comunità.

Stati Uniti

Eni è presente negli Stati Uniti dal 1968 e opera nel Golfo del Messico, Alaska e nell'onshore del Texas. La superficie sviluppata e non sviluppata si estende per 3.122 chilometri quadrati (2.191 chilometri quadrati in quota Eni). Nel 2018 la produzione di petrolio e gas in quota Eni è stata di 56 mila boe/giorno.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni negli Stati Uniti sono regolate da contratti di concessione.

Golfo del Messico

Eni partecipa in 62 blocchi di esplorazione e sviluppo nell'offshore profondo e convenzionale del Golfo del Messico, di cui 26 come operatore. Produzione I principali giacimenti operati sono Allegheny e Appaloosa (Eni 100%); Pegasus (Eni 85%); Longhorn, Devils Towers e Triton (Eni 75%). Inoltre Eni partecipa nei giacimenti di Europa (Eni 32%), Medusa (Eni 25%), Lucius (Eni 8,5%), K2 (Eni 13,4%), Frontrunner (Eni 37,5%) e Heidelberg (Eni 12,5%). La produzione nel 2018 è stata di 35 mila boe/giorno in quota Eni.

Sviluppo Le attività di sviluppo hanno riguardato il progetto Lucius Subsequent Development. Il progetto prevede la perforazione e il completamento di tre pozzi produttivi sottomarini che saranno collegati alla piattaforma produttiva del giacimento in produzione Lucius e upgrading delle facility esistenti.

Texas

Produzione La produzione è fornita essenzialmente dall'area Alliance (Eni 27,5%), nel bacino di Fort Worth, contenente riserve di gas non convenzionale (shale gas). La produzione nell'anno è stata pari a circa 4 mila boe/giorno in quota Eni.

Alaska

Eni partecipa in 166 blocchi di esplorazione e sviluppo.

Nell'agosto 2018 sono state acquisite 124 nuove licenze esplorative con una quota del 100%. Le licenze sono localizzate nell'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 per l'acquisizione della quota del 70% e l'operatorship del campo in produzione di Oooguruk, di cui Eni deteneva il 30%. L'accordo è stato finalizzato nel 2019.

Produzione I principali giacimenti sono Nikaitchuq (Eni 100%, operatore) e Oooguruk con una produzione complessiva nel 2018 pari a 17 mila barili/giorno in quota Eni.

Venezuela

Eni è presente in Venezuela dal 1998; nel 2018 la produzione in quota Eni è stata di 48 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore del Golfo del Venezuela e Golfo di Paria e nell'onshore dell'Orinoco per una superficie sviluppata e non sviluppata di 2.804 chilometri quadrati (1.066 chilometri quadrati in quota Eni).

Produzione La produzione è fornita dai giacimenti a gas di Perla (Eni 50%), localizzato nel Golfo di Venezuela, a olio di Junin 5 (Eni 40%), situato nella Faja dell'Orinoco, ed a olio di Corocoro (Eni 26%), nel Golfo di Paria.

Esplorazione Eni partecipa con una quota del 19,5% nel blocco Petrolera Güiria per l'esplorazione di risorse di petrolio e con una quota del 40% nel blocco Golfo di Paria Ovest e Punta Pescador, nell'offshore orientale del Paese, per l'esplorazione di risorse di gas naturale.

AUSTRALIA E OCEANIA

Australia

Eni è presente in Australia dal 2001; nel 2018 la produzione di petrolio e gas naturale in quota Eni è stata di 23 mila boe/giorno. L'attività è concentrata nell'offshore per una superficie sviluppata e non sviluppata di 5.751 chilometri quadrati (3.757 chilometri quadrati in quota Eni).

Le principali aree di produzione partecipate da Eni si trovano nei Blocchi WA-33-L (Eni 100%) e JPDA 03-13 (Eni 10,99%). Nella fase di appraisal/sviluppo Eni partecipa nelle aree NT/RL8 (Eni 100%) e NT/RL7 (Eni 65%, operatore). Inoltre Eni detiene quote in ulteriori 4 licenze esplorative, di cui una in JPDA.

Le attività di esplorazione e produzione di Eni in Australia sono regolate da contratti di concessione e, limitatamente alla zona di cooperazione tra Australia e Timor Leste (JPDA), da PSA.

Blocco WA-33-L

Produzione Il giacimento a gas Blacktip, in produzione dal 2009, ha prodotto 660 milioni di metri cubi/anno nel 2018 (pari a 12 mila boe/ giorno). Lo sfruttamento del giacimento avviene tramite una piattaforma di produzione collegata attraverso una pipeline della lunghezza di 108 chilometri a un impianto di trattamento del gas onshore della capacità di 1,2 miliardi di metri cubi/anno. Il gas è fornito alla società australiana Power & Water Utility Co per l'alimentazione di una centrale di generazione elettrica sulla base di un contratto della durata di 25 anni.

Blocco JPDA 03-13

Produzione Il giacimento a gas e liquidi di Bayu Undan, in produzione dal 2004, ha prodotto 116 mila boe/giorno (11 mila boe in quota Eni) nel 2018. La produzione di liquidi è supportata da tre piattaforme di trattamento e da un'unità FSO. Il gas è trattato presso l'impianto di liquefazione di Darwin della capacità di 3,6 milioni di tonnellate/anno di GNL (equivalenti alla carica di 5 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale) collegato attraverso un gasdotto della lunghezza di circa 500 chilometri. Il GNL è venduto a operatori elettrici giapponesi sulla base di contratti di lungo termine.

Sviluppo È stato completato il progetto Bayu Undan Phase 3b con la perforazione e l'allacciamento di tre nuovi pozzi che hanno consentito di incrementare la produzione di liquidi e sostenere la produzione di GNL.

	(milioni di boe)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2018
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2017		422	525	1.052	1.078	1.436	1.150	427	203	137	6.430
di cui: sviluppate		350	360	532	463	856	891	238	176	101	3.967
non sviluppate		72	165	520	615	580	259	189	27	36	2.463
Acquisizioni								332			332
Revisioni di precedenti stime		40	15	114	431	34	(32)	(39)	31	(4)	590
Miglioramenti di recupero assistito					7			6			13
Estensioni e nuove scoperte		16				14		39	100		169
Produzione		(50)	(71)	(144)	(110)	(123)	(52)	(65)	(27)	(8)	(650)
Cessioni			(363)		(160)				(5)		(528)
Riserve al 31 dicembre 2018		428	106	1.022	1.246	1.361	1.066	700	302	125	6.356
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2017				14		75		1	470		560
di cui: sviluppate				14		20		1	359		394
non sviluppate						55			111		166
Acquisizioni			363								363
Revisioni di precedenti stime				1					(100)		(99)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(1)		(7)			(18)		(26)
Cessioni								(1)			(1)
Riserve al 31 dicembre 2018			363	14		68			352		797
Riserve al 31 dicembre 2018		428	469	1.036	1.246	1.429	1.066	700	654	125	7.153
Sviluppate		336	304	596	764	912	925	403	517	87	4.844
consolidate		336	99	582	764	895	925	403	170	87	4.261
joint venture e collegate			205	14		17			347		583
Non sviluppate		92	165	440	482	517	141	297	137	38	2.309
consolidate		92	7	440	482	466	141	297	132	38	2.095
joint venture e collegate			158			51			5		214
Vita utile residua delle riserve	(anni)	8,6	6,6	7,1	11,3	11,0	20,5	10,8	14,5	15,6	10,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	112	21	79	398	37		9	69		100
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve		112	21	79	253	37		518	58		124

2018

	(milioni di boe)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2017 Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2016		354	426	1.139	1.293	1.317	1.221	491	227	145	6.613
di cui: sviluppate		287	374	605	352	809	966	175	205	111	3.884
non sviluppate		67	52	534	941	508	255	316	22	34	2.729
Acquisizioni						2					2
Revisioni di precedenti stime		117	59	86	198	56	(23)	(35)	8		466
Miglioramenti di recupero assistito			1	2	7			10			20
Estensioni e nuove scoperte			108		12	355		4	4		483
Produzione		(49)	(69)	(175)	(84)	(119)	(48)	(43)	(36)	(8)	(631)
Cessioni					(348)	(175)					(523)
Riserve al 31 dicembre 2017		422	525	1.052	1.078	1.436	1.150	427	203	137	6.430
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2016				14		82		2	779		877
di cui: sviluppate				14		26		2	349		391
non sviluppate						56			430		486
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				1					(286)		(285)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(1)		(7)		(1)	(23)		(32)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017				14		75		1	470		560
Riserve al 31 dicembre 2017		422	525	1.066	1.078	1.511	1.150	428	673	137	6.990
Sviluppate		350	360	546	463	876	891	239	535	101	4.361
consolidate		350	360	532	463	856	891	238	176	101	3.967
joint venture e collegate				14		20		1	359		394
Non sviluppate		72	165	520	615	635	259	189	138	36	2.629
consolidate		72	165	520	615	580	259	189	27	36	2.463
joint venture e collegate						55			111		166
Vita utile residua delle riserve	(anni)	8,6	7,6	6,1	12,8	12,0	24,0	9,7	11,4	17,1	10,5
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	239	243	51	258	326	(48)	(48)	(464)		103
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve		239	243	51	(156)	189	(48)	(48)	(464)		25

	(milioni di boe)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2016
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2015		465	495	1.194	500	1.282	1.198	422	269	150	5.975
di cui: sviluppate		362	404	630	380	764	689	159	217	115	3.720
non sviluppate		103	91	564	120	518	509	263	52	35	2.255
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		(62)	1	110	(20)	157	63	111	1	4	365
Miglioramenti di recupero assistito			1	1							2
Estensioni e nuove scoperte			2	1	881			3			887
Produzione		(49)	(73)	(167)	(68)	(122)	(40)	(45)	(43)	(9)	(616)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016		354	426	1.139	1.293	1.317	1.221	491	227	145	6.613
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2015				14		87		4	810		915
di cui: sviluppate				14		22		2	265		303
non sviluppate						65		2	545		612
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				1		(2)			(9)		(10)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(1)		(3)		(2)	(22)		(28)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016				14		82		2	779		877
Riserve al 31 dicembre 2016		354	426	1.153	1.293	1.399	1.221	493	1.006	145	7.490
Sviluppate		287	374	619	352	835	966	177	554	111	4.275
consolidate		287	374	605	352	809	966	175	205	111	3.884
joint venture e collegate				14		26		2	349		391
Non sviluppate		67	52	534	941	564	255	316	452	34	3.215
consolidate		67	52	534	941	508	255	316	22	34	2.729
joint venture e collegate						56			430		486
Vita utile residua delle riserve	(anni)	7,2	5,8	6,9	19,0	11,2	30,5	10,5	15,5	16,1	11,6
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	(127)	5	67	1.266	124	158	243	(12)	44	193
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve		(127)	5	67	1.266	124	158	243	(12)	44	193

	(milioni di boe)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Africa Sub Sahariana	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2015
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2014		503	544	1.740	1.239	1.069	285	232	160	5.772
di cui: sviluppate		401	335	904	702	589	112	188	135	3.366
non sviluppate		102	209	836	537	480	173	44	25	2.406
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		23	19	168	169	164	163	76	(1)	781
Miglioramenti di recupero assistito				2						2
Estensioni e nuove scoperte		1		24	14		21	6		66
Produzione		(62)	(68)	(240)	(124)	(35)	(47)	(44)	(9)	(629)
Cessioni					(16)			(1)		(17)
Riserve al 31 dicembre 2015		465	495	1.694	1.282	1.198	422	269	150	5.975
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2014				16	81		5	728		830
di cui: sviluppate				15	23		3	26		67
non sviluppate				1	58		2	702		763
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime					6		1	91		98
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(2)			(2)	(9)		(13)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2015				14	87		4	810		915
Riserve al 31 dicembre 2015		465	495	1.708	1.369	1.198	426	1.079	150	6.890
Sviluppate		362	404	1.024	786	689	161	482	115	4.023
consolidate		362	404	1.010	764	689	159	217	115	3.720
joint venture e collegate				14	22		2	265		303
Non sviluppate		103	91	684	583	509	265	597	35	2.867
consolidate		103	91	684	518	509	263	52	35	2.255
joint venture e collegate					65		2	545		612
Vita utile residua delle riserve	(anni)	7,5	7,3	7,1	11,0	34,5	8,6	20,1	16,0	10,7
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	38	28	80	153	473	375	324		148
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve		38	28	80	139	473	375	322		145

	(milioni di boe)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2014
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2013		499	557	1.783	1.155	1.035	263	240	176	5.708
di cui: sviluppate		408	343	1.003	701	566	90	153	123	3.387
non sviluppate		91	214	780	454	469	173	87	53	2.321
Acquisizioni			4							4
Revisioni di precedenti stime		68	53	154	110	64	45	26	(7)	513
Miglioramenti di recupero assistito				3	1	2				6
Estensioni e nuove scoperte		1	1	5	98		11	8		124
Produzione		(65)	(70)	(205)	(118)	(32)	(34)	(42)	(9)	(575)
Cessioni			(1)		(7)					(8)
Riserve al 31 dicembre 2014		503	544	1.740	1.239	1.069	285	232	160	5.772
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2013				19	75		7	726		827
di cui: sviluppate				19			3	18		40
non sviluppate					75		4	708		787
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				(1)	7			5		11
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(2)	(1)		(2)	(3)		(8)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2014				16	81		5	728		830
Riserve al 31 dicembre 2014		503	544	1.756	1.320	1.069	290	960	160	6.602
Sviluppate		401	335	919	725	589	115	214	135	3.433
consolidate		401	335	904	702	589	112	188	135	3.366
joint venture e collegate				15	23		3	26		67
Non sviluppate		102	209	837	595	480	175	746	25	3.169
consolidate		102	209	836	537	480	173	44	25	2.406
joint venture e collegate				1	58		2	702		763
Vita utile residua delle riserve	(anni)	7,7	7,8	8,5	11,1	33,4	8,1	21,3	17,8	11,3
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve	(%)	106	77	78	182	206	156	87		112
Tasso di rimpiazzo all sources delle riserve		106	81	78	176	206	156	87		112

(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
2018
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2017	215	360	476	280	764	766	232	162	7	3.262
di cui: sviluppate	169	219	306	203	546	547	81	144	5	2.220
non sviluppate	46	141	170	77	218	219	151	18	2	1.042
Acquisizioni							319			319
Revisioni di precedenti stime	15	6	73	21	30	(27)	(54)	23	(1)	86
Miglioramenti di recupero assistito				7			6			13
Estensioni e nuove scoperte					13		1	86		100
Produzione	(22)	(40)	(56)	(28)	(89)	(35)	(28)	(19)	(1)	(318)
Cessioni		(278)		(1)						(279)
Riserve al 31 dicembre 2018	208	48	493	279	718	704	476	252	5	3.183
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2017			12		12			136		160
di cui: sviluppate			12		6			25		43
non sviluppate					6			111		117
Acquisizioni		297								297
Revisioni di precedenti stime					1			(96)		(95)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)		(1)			(3)		(5)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2018		297	11		12			37		357
Riserve al 31 dicembre 2018	208	345	504	279	730	704	476	289	5	3.540
Sviluppate	156	198	328	153	559	587	252	175	5	2.413
consolidate	156	44	317	153	551	587	252	143	5	2.208
joint venture e collegate		154	11		8			32		205
Non sviluppate	52	147	176	126	171	117	224	114		1.127
consolidate	52	4	176	126	167	117	224	109		975
joint venture e collegate		143			4			5		152

(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2017
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	454	281	809	767	307	163	9	3.230
di cui: sviluppate	132	228	287	205	507	556	124	143	8	2.190
non sviluppate	44	36	167	76	302	211	183	20	1	1.040
Acquisizioni					2					2
Revisioni di precedenti stime	59	29	73	21	31	29	(69)	19	(1)	191
Miglioramenti di recupero assistito		1	6	7			9			23
Estensioni e nuove scoperte		103	1		18		4	3		129
Produzione	(20)	(37)	(58)	(26)	(90)	(30)	(19)	(23)	(1)	(304)
Cessioni				(3)	(6)					(9)
Riserve al 31 dicembre 2017	215	360	476	280	764	766	232	162	7	3.262
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2016			13		15			140		168
di cui: sviluppate			13		8			22		43
non sviluppate					7			118		125
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime					(2)			1		(1)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)		(1)			(5)		(7)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017			12		12			136		160
Riserve al 31 dicembre 2017	215	360	488	280	776	766	232	298	7	3.422
Sviluppate	169	219	318	203	552	547	81	169	5	2.263
consolidate	169	219	306	203	546	547	81	144	5	2.220
joint venture e collegate			12		6			25		43
Non sviluppate	46	141	170	77	224	219	151	129	2	1.159
consolidate	46	141	170	77	218	219	151	18	2	1.042
joint venture e collegate					6			111		117

(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2016
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2015	228	305	494	327	787	771	262	189	9	3.372
di cui: sviluppate	171	237	312	230	511	355	126	149	9	2.100
non sviluppate	57	68	182	97	276	416	136	40		1.272
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	(35)	(4)	19	(26)	113	20	73	(1)	1	160
Miglioramenti di recupero assistito		1	1							2
Estensioni e nuove scoperte		2	1	8						11
Produzione	(17)	(40)	(61)	(28)	(91)	(24)	(28)	(25)	(1)	(315)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	454	281	809	767	307	163	9	3.230
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2015			13		16			158		187
di cui: sviluppate			13		6			29		48
non sviluppate					10			129		139
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			1		(1)			(13)		(13)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)					(5)		(6)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016			13		15			140		168
Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	467	281	824	767	307	303	9	3.398
Sviluppate	132	228	300	205	515	556	124	165	8	2.233
consolidate	132	228	287	205	507	556	124	143	8	2.190
joint venture e collegate			13		8			22		43
Non sviluppate	44	36	167	76	309	211	183	138	1	1.165
consolidate	44	36	167	76	302	211	183	20	1	1.040
joint venture e collegate					7			118		125

	(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2015
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2014		243	331	776	739	697	131	147	13	3.077
di cui: sviluppate		184	174	521	470	306	64	116	12	1.847
non sviluppate		59	157	255	269	391	67	31	1	1.230
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime		10	5	139	143	94	159	64	(2)	612
Miglioramenti di recupero assistito				2						2
Estensioni e nuove scoperte				2	14			6		22
Produzione		(25)	(31)	(98)	(93)	(20)	(28)	(28)	(2)	(325)
Cessioni					(16)					(16)
Riserve al 31 dicembre 2015		228	305	821	787	771	262	189	9	3.372
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2014				14	17		1	117		149
di cui: sviluppate				13	7			26		46
non sviluppate				1	10		1	91		103
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime					(1)			45		44
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(1)			(1)	(4)		(6)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2015				13	16			158		187
Riserve al 31 dicembre 2015		228	305	834	803	771	262	347	9	3.559
Sviluppate		171	237	555	517	355	126	178	9	2.148
consolidate		171	237	542	511	355	126	149	9	2.100
joint venture e collegate				13	6			29		48
Non sviluppate		57	68	279	286	416	136	169		1.411
consolidate		57	68	279	276	416	136	40		1.272
joint venture e collegate					10			129		139

	(milioni di barili)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2014
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2013		220	330	830	723	679	128	147	22	3.079
di cui: sviluppate		177	179	561	465	295	38	96	20	1.831
non sviluppate		43	151	269	258	384	90	51	2	1.248
Acquisizioni			1							1
Revisioni di precedenti stime		49	35	32	70	35	16	22	(7)	252
Miglioramenti di recupero assistito				3	1	2				6
Estensioni e nuove scoperte		1		2	36			5		44
Produzione		(27)	(34)	(91)	(84)	(19)	(13)	(27)	(2)	(297)
Cessioni			(1)		(7)					(8)
Riserve al 31 dicembre 2014		243	331	776	739	697	131	147	13	3.077
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2013				16	15		1	116		148
di cui: sviluppate				16				19		35
non sviluppate					15		1	97		113
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime				(1)	3			5		7
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione				(1)	(1)			(4)		(6)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2014				14	17		1	117		149
Riserve al 31 dicembre 2014		243	331	790	756	697	132	264	13	3.226
Sviluppate		184	174	534	477	306	64	142	12	1.893
consolidate		184	174	521	470	306	64	116	12	1.847
joint venture e collegate				13	7			26		46
Non sviluppate		59	157	256	279	391	68	122	1	1.333
consolidate		59	157	255	269	391	67	31	1	1.230
joint venture e collegate				1	10		1	91		103

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2018
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2017	32.003	25.390	89.071	123.210	103.629	59.697	30.133	6.370	20.054	489.557
di cui: sviluppate	27.962	21.829	34.913	40.228	47.949	53.179	24.376	4.842	14.709	269.987
non sviluppate	4.041	3.561	54.158	82.982	55.680	6.518	5.757	1.528	5.345	219.570
Acquisizioni							1.966			1.966
Revisioni di precedenti stime	3.914	1.402	6.217	63.365	647	(632)	2.293	1.266	(441)	78.031
Miglioramenti di recupero assistito		2								2
Estensioni e nuove scoperte	2.446				188		5.797	2.165		10.596
Produzione	(4.405)	(4.599)	(13.426)	(12.594)	(5.224)	(2.741)	(5.693)	(1.231)	(1.181)	(51.094)
Cessioni		(13.140)		(24.615)			(50)	(731)		(38.536)
Riserve al 31 dicembre 2018	33.958	9.055	81.862	149.366	99.240	56.324	34.446	7.839	18.432	490.522
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2017			371		9.879		41	51.505		61.796
di cui: sviluppate			371		2.348		41	51.505		54.265
non sviluppate					7.531					7.531
Acquisizioni		10.202								10.202
Revisioni di precedenti stime			57		(169)			(601)		(713)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(46)		(922)		(22)	(2.291)		(3.281)
Cessioni							(19)			(19)
Riserve al 31 dicembre 2018		10.202	382		8.788			48.613		67.985
Riserve al 31 dicembre 2018	33.958	19.257	82.244	149.366	108.028	56.324	34.446	56.452	18.432	558.507
Sviluppate	27.744	16.318	41.349	94.332	54.606	52.263	23.271	52.964	12.796	375.643
consolidate	27.744	8.502	40.967	94.332	52.973	52.263	23.271	4.351	12.796	317.199
joint venture e collegate		7.816	382		1.633			48.613		58.444
Non sviluppate	6.214	2.939	40.895	55.034	53.422	4.061	11.175	3.488	5.636	182.864
consolidate	6.214	553	40.895	55.034	46.267	4.061	11.175	3.488	5.636	173.323
joint venture e collegate		2.386			7.155					9.541

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2017
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2016	27.648	24.889	105.872	156.316	78.369	70.349	28.395	9.993	20.964	522.795
di cui: sviluppate	23.925	22.674	49.054	22.630	46.769	63.391	7.911	9.580	15.822	261.756
non sviluppate	3.723	2.215	56.818	133.686	31.600	6.958	20.484	413	5.142	261.039
Acquisizioni					33					33
Revisioni di precedenti stime	8.920	4.606	1.861	27.439	3.788	(7.926)	5.313	(1.727)	175	42.449
Miglioramenti di recupero assistito		6	(544)							(538)
Estensioni e nuove scoperte		812		1.797	52.061			111		54.781
Produzione	(4.565)	(4.923)	(18.118)	(8.917)	(4.591)	(2.726)	(3.575)	(2.007)	(1.085)	(50.507)
Cessioni				(53.425)	(26.031)					(79.456)
Riserve al 31 dicembre 2017	32.003	25.390	89.071	123.210	103.629	59.697	30.133	6.370	20.054	489.557
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2016			414		10.421		149	98.633		109.617
di cui: sviluppate			414		2.927		149	50.445		53.935
non sviluppate					7.494			48.188		55.682
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			(1)		378		6	(44.333)		(43.950)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(42)		(920)		(114)	(2.795)		(3.871)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017			371		9.879		41	51.505		61.796
Riserve al 31 dicembre 2017	32.003	25.390	89.442	123.210	113.508	59.697	30.174	57.875	20.054	551.353
Sviluppate	27.962	21.829	35.284	40.228	50.297	53.179	24.417	56.347	14.709	324.252
consolidate	27.962	21.829	34.913	40.228	47.949	53.179	24.376	4.842	14.709	269.987
joint venture e collegate			371		2.348		41	51.505		54.265
Non sviluppate	4.041	3.561	54.158	82.982	63.211	6.518	5.757	1.528	5.345	227.101
consolidate	4.041	3.561	54.158	82.982	55.680	6.518	5.757	1.528	5.345	219.570
joint venture e collegate					7.531					7.531

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2016
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2015	36.905	29.594	109.064	26.817	76.856	66.649	24.864	12.419	21.793	404.961
di cui: sviluppate	29.757	26.034	49.404	23.264	39.367	51.832	5.225	10.549	16.562	251.994
non sviluppate	7.148	3.560	59.660	3.553	37.489	14.817	19.639	1.870	5.231	152.967
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	(4.374)	495	13.330	710	6.324	6.334	5.657	228	352	29.056
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte			6	134.980			421	5		135.412
Produzione	(4.883)	(5.200)	(16.528)	(6.191)	(4.811)	(2.634)	(2.547)	(2.659)	(1.181)	(46.634)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016	27.648	24.889	105.872	156.316	78.369	70.349	28.395	9.993	20.964	522.795
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2015			363		10.967		359	101.399		113.088
di cui: sviluppate			363		2.376		260	36.691		39.690
non sviluppate					8.591		99	64.708		73.398
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			102		(244)		(15)	(126)		(283)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(51)		(302)		(195)	(2.640)		(3.188)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016			414		10.421		149	98.633		109.617
Riserve al 31 dicembre 2016	27.648	24.889	106.286	156.316	88.790	70.349	28.544	108.626	20.964	632.412
Sviluppate	23.925	22.674	49.468	22.630	49.696	63.391	8.060	60.025	15.822	315.691
consolidate	23.925	22.674	49.054	22.630	46.769	63.391	7.911	9.580	15.822	261.756
joint venture e collegate			414		2.927		149	50.445		53.935
Non sviluppate	3.723	2.215	56.818	133.686	39.094	6.958	20.484	48.601	5.142	316.721
consolidate	3.723	2.215	56.818	133.686	31.600	6.958	20.484	413	5.142	261.039
joint venture e collegate					7.494			48.188		55.682

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2015
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2014	40.484	33.196	149.869	77.651	58.013	23.978	13.246	22.821	419.258
di cui: sviluppate	33.754	25.125	59.755	35.980	43.966	7.393	11.141	19.102	236.216
non sviluppate	6.730	8.071	90.114	41.671	14.047	16.585	2.105	3.719	183.042
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	1.948	2.101	4.606	4.144	10.893	663	1.941	128	26.424
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte	123		3.503			3.218			6.844
Produzione	(5.650)	(5.703)	(22.097)	(4.840)	(2.257)	(2.995)	(2.659)	(1.156)	(47.357)
Cessioni				(99)			(109)		(208)
Riserve al 31 dicembre 2015	36.905	29.594	135.881	76.856	66.649	24.864	12.419	21.793	404.961
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2014			419	9.957		510	94.943		105.829
di cui: sviluppate			415	2.540		273	145		3.373
non sviluppate			4	7.417		237	94.798		102.456
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			(3)	1.019		98	7.168		8.282
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(53)	(9)		(249)	(712)		(1.023)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2015			363	10.967		359	101.399		113.088
Riserve al 31 dicembre 2015	36.905	29.594	136.244	87.823	66.649	25.223	113.818	21.793	518.049
Sviluppate	29.757	26.034	73.031	41.743	51.832	5.485	47.240	16.562	291.684
consolidate	29.757	26.034	72.668	39.367	51.832	5.225	10.549	16.562	251.994
joint venture e collegate			363	2.376		260	36.691		39.690
Non sviluppate	7.148	3.560	63.213	46.080	14.817	19.738	66.578	5.231	226.365
consolidate	7.148	3.560	63.213	37.489	14.817	19.639	1.870	5.231	152.967
joint venture e collegate				8.591		99	64.708		73.398

(milioni di metri cubi)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2014
Società consolidate
Riserve al 31 dicembre 2013	43.329	35.341	148.162	67.202	55.402	21.089	14.397	24.001	408.923
di cui: sviluppate	35.835	25.587	68.864	36.666	42.144	8.101	8.769	15.894	241.860
non sviluppate	7.494	9.754	79.298	30.536	13.258	12.988	5.628	8.107	167.063
Acquisizioni		607							607
Revisioni di precedenti stime	3.189	2.790	18.923	6.054	4.685	4.414	638	(37)	40.656
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte		8	549	9.646		1.683	464		12.350
Produzione	(6.034)	(5.531)	(17.765)	(5.245)	(2.074)	(3.208)	(2.253)	(1.143)	(43.253)
Cessioni		(19)		(6)					(25)
Riserve al 31 dicembre 2014	40.484	33.196	149.869	77.651	58.013	23.978	13.246	22.821	419.258
Società in joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2013			421	9.350		803	94.955		105.529
di cui: sviluppate			418			382	151		951
non sviluppate			3	9.350		421	94.804		104.578
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			53	713		(54)	(3)		709
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(55)	(106)		(239)	(9)		(409)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2014			419	9.957		510	94.943		105.829
Riserve al 31 dicembre 2014	40.484	33.196	150.288	87.608	58.013	24.488	108.189	22.821	525.087
Sviluppate	33.754	25.125	60.170	38.520	43.966	7.666	11.286	19.102	239.589
consolidate	33.754	25.125	59.755	35.980	43.966	7.393	11.141	19.102	236.216
joint venture e collegate			415	2.540		273	145		3.373
Non sviluppate	6.730	8.071	90.118	49.088	14.047	16.822	96.903	3.719	285.498
consolidate	6.730	8.071	90.114	41.671	14.047	16.585	2.105	3.719	183.042
joint venture e collegate			4	7.417		237	94.798		102.456

Produzione di idrocarburi(a)

Società consolidate	(migliaia di boe/giorno)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia		138	134	133	169	179
Resto d'Europa		194	189	201	185	190
Croazia		2	3	5	4	7
Norvegia		134	129	133	105	112
Regno Unito		58	57	63	76	71
Africa Settentrionale		392	479	458	469	356
Algeria		85	90	98	96	109
Libia		302	384	353	365	239
Tunisia		5	5	7	8	8
Egitto		300	230	185	189	206
Africa Sub-Sahariana		337	327	333	341	323
Angola		127	126	118	101	82
Congo		92	83	98	103	106
Ghana		18	9
Nigeria		100	109	117	137	135
Kazakhstan		143	132	111	95	88
Resto dell'Asia		177	116	123	130	93
Cina		1	2	2	3	4
Emirati Arabi Uniti		40
India					1	1
Indonesia		71	38	12	12	11
Iran					22	1
Iraq		34	43	67	40	21
Pakistan		20	24	32	41	45
Turkmenistan		11	9	10	11	10
America		75	99	116	122	115
Ecuador		12	12	10	11	12
Stati Uniti		56	77	93	98	92
Trinidad e Tobago		7	10	13	13	11
Australia e Oceania		23	22	24	26	26
Australia		23	22	24	26	26
		1.779	1.728	1.684	1.726	1.576
Società in joint venture e collegate
Angola		19	20	6		2
Indonesia		1	3	4	5	5
Tunisia		4	4	4	4	5
Venezuela		48	61	61	25	10
		72	88	75	34	22
Totale		1.851	1.816	1.759	1.760	1.598

(a) Comprende la quota di idrocarburi utilizzata come autoconsumo (119, 97, 88, 73 e 81 mila boe/giorno, rispettivamente nel 2018, 2017, 2016, 2015 e 2014).

Produzione di petrolio e condensati

Società consolidate	(migliaia di barili/giorno)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia		60	53	47	69	73
Resto d'Europa		113	102	109	85	93
Croazia
Norvegia		89	81	86	57	62
Regno Unito		24	21	23	28	31
Africa Settentrionale		154	158	165	172	160
Algeria		65	68	77	79	83
Libia		86	87	84	89	73
Tunisia		3	3	4	4	4
Egitto		77	72	76	96	88
Africa Sub-Sahariana		244	247	247	256	231
Angola		111	119	108	96	75
Congo		65	63	71	78	80
Ghana		15	8
Nigeria		53	57	68	82	76
Kazakhstan		94	83	65	56	52
Resto dell'Asia		77	53	78	77	36
Cina		1	2	2	3	4
Emirati Arabi Uniti		39
Indonesia		3	3	3	2	1
Iran					22	1
Iraq		28	40	64	40	21
Pakistan
Turkmenistan		6	8	9	10	9
America		52	63	69	75	74
Ecuador		12	12	10	11	12
Stati Uniti		40	51	59	64	62
Australia e Oceania		2	2	3	5	6
Australia		2	2	3	5	6
		873	833	859	891	813
Società in joint venture e collegate
Angola		3	3	1
Indonesia			1	1	1	1
Tunisia		3	3	3	4	4
Venezuela		8	12	14	12	10
		14	19	19	17	15
Totale		887	852	878	908	828

Produzione di gas naturale

Società consolidate	(milioni di metri cubi/giorno)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia		12,1	12,5	13,3	15,5	16,5
Resto d'Europa		12,6	13,5	14,1	15,6	15,2
Croazia		0,3	0,5	0,7	0,6	1,1
Norvegia		6,9	7,5	7,3	7,5	7,8
Regno Unito		5,4	5,5	6,1	7,5	6,3
Africa Settentrionale		36,8	49,6	45,2	46,1	30,3
Algeria		3,0	3,3	3,3	2,7	4,0
Libia		33,4	46,0	41,5	43,0	25,8
Tunisia		0,4	0,3	0,4	0,4	0,5
Egitto		34,5	24,4	16,9	14,4	18,4
Africa Sub-Sahariana		14,3	12,6	13,2	13,3	14,4
Angola		2,4	1,3	1,4	0,9	1,1
Congo		4,3	3,2	4,2	3,9	4,1
Ghana		0,5	0,1
Nigeria		7,1	8,0	7,6	8,5	9,2
Kazakhstan		7,5	7,5	7,2	6,2	5,7
Resto dell'Asia		15,6	9,8	7,0	8,2	8,7
Emirati Arabi Uniti		0,1
India					0,1	0,1
Indonesia		10,7	5,3	1,4	1,5	1,4
Iraq		1,0	0,6	0,5
Pakistan		3,0	3,7	4,9	6,4	7,0
Turkmenistan		0,8	0,2	0,2	0,2	0,2
America		3,4	5,5	7,3	7,3	6,2
Stati Uniti		2,4	3,9	5,3	5,3	4,5
Trinidad e Tobago		1,0	1,6	2,0	2,0	1,7
Australia e Oceania		3,2	3,0	3,2	3,2	3,1
Australia		3,2	3,0	3,2	3,2	3,1
		140,0	138,4	127,4	129,8	118,5
Società in joint venture e collegate
Angola		2,5	2,5	0,8		0,3
Indonesia		0,1	0,3	0,6	0,7	0,7
Tunisia		0,1	0,1	0,1	0,2	0,1
Venezuela		6,3	7,7	7,2	1,9
		9,0	10,6	8,7	2,8	1,1
Totale		149,0	149,0	136,1	132,6	119,6

Produzione venduta di idrocarburi

		2018	2017	2016	2015	2014
Produzione di idrocarburi	(milioni di boe)	675,6	662,7	643,8	642,4	583,1
Variazione rimanenze/altre		(7,1)	(5,2)	(3,1)	(1,9)	(4,2)
Autoconsumi di idrocarburi		(43,5)	(35,2)	(32,1)	(26,4)	(29,4)
Produzione venduta di idrocarburi(a)		625,0	622,3	608,6	614,1	549,5
petrolio	(milioni di barili)	319,97	308,34	320,13	330,12	299,78
- di cui ai settori mid-downstream		221,33	216,55	216,24	201,92	184,74
gas naturale	(miliardi di metri cubi)	47,15	48,52	44,58	44,17	38,83
- di cui a settore G&P		9,88	9,75	9,82	11,17	10,51

(a) Include 25,1 milioni di boe di produzione venduta dalle società in joint venture e collegate nel 2018 (27,3, 24, 11,4 e 6,1 milioni di boe nel 2017, 2016, 2015 e 2014, rispettivamente).

Principali aree sviluppate e non sviluppate al 31 dicembre 2018

	operazioni Inizio	Numero titoli	Sup. lorda(a)(b) sviluppata	Sup. netta(a)(b) sviluppata	non sviluppata Sup. lorda(a)	non sviluppata Sup. netta(a)	giacimenti/ superficie Tipo di	in produzione di giacimenti Numero	di giacimenti produzione Numero non in
EUROPA		317	13.757	9.409	58.376	36.923		101	97
Italia	1926	140	9.962	8.303	8.871	6.684	Onshore/Offshore	72	56
Resto d'Europa		177	3.795	1.106	49.505	30.239		29	41
Cipro	2013	6			22.790	17.111	Offshore
Groenlandia	2013	2			4.890	1.909	Offshore
Montenegro	2016	1			1.228	614	Offshore
Norvegia	1965	106	2.886	492	9.630	2.136	Offshore	19	39
Portogallo	2014	3			4.547	3.182	Offshore
Regno Unito	1964	57	909	614	3.719	3.404	Offshore	10	2
Altri Paesi		2			2.701	1.883	Offshore
AFRICA		261	46.263	11.844	258.232	153.855		273	123
Africa Settentrionale		64	8.846	3.640	48.760	30.292		68	27
Algeria	1981	42	3.283	1.124	187	31	Onshore	34	9
Libia	1959	11	1.963	958	24.673	12.336	Onshore/Offshore	11	15
Marocco	2016	1			23.900	17.925	Offshore
Tunisia	1961	10	3.600	1.558			Onshore/Offshore	23	3
Egitto	1954	53	5.423	2.018	10.480	3.230	Onshore/Offshore	40	23
Africa Sub-Sahariana		144	31.994	6.186	198.992	120.333		165	73
Angola	1980	58	8.200	1.064	13.241	4.239	Onshore/Offshore	60	25
Congo	1968	25	1.430	843	1.320	628	Onshore/Offshore	23	3
Costa d'Avorio Gabon	2015 2008	3 4			4.010 4.107	2.905 4.107	Offshore Onshore/Offshore		1
Ghana	2009	3	226	100	1.127	479	Offshore	1
Kenya	2012	6			50.677	43.948	Offshore
Mozambico	2007	6			3.911	978	Offshore		6
Nigeria	1962	34	22.138	4.179	8.631	3.543	Onshore/Offshore	81	38
Sud Africa	2014	1			65.505	26.202	Offshore
Altri Paesi		4			46.463	33.304	Onshore
ASIA		61	13.024	3.368	285.289	178.046		24	22
Kazakhstan	1992	7	2.391	442	3.890	1.101	Onshore/Offshore	2	4
Resto dell'Asia		54	10.633	2.926	281.399	176.945		22	18
Cina	1984	7	77	13	5.215	5.215	Offshore	5
Emirati Arabi Uniti	2018	3	2.949	217	5.020	1.255	Offshore	3	9
India	2005	1			13.110	5.244	Offshore
Indonesia	2001	13	2.943	1.198	27.230	22.571	Onshore/Offshore	2	9
Iraq	2009	1	1.074	446			Onshore	1
Libano	2018	2			3.653	1.461	Offshore
Myanmar	2014	4			24.080	13.558	Onshore/Offshore
Oman	2017	1			90.760	77.146	Offshore
Pakistan	2000	12	3.390	872	11.486	4.914	Onshore/Offshore	9
Russia	2007	2			53.930	17.975	Offshore
Timor Leste	2006	1			1.538	1.230	Offshore
Turkmenistan	2008	1	200	180			Onshore	2
Vietnam	2013	5			30.777	23.132	Offshore
Altri Paesi		1			14.600	3.244	Offshore
AMERICA		252	4.419	3.056	12.543	6.247		42	15
Ecuador	1988	1	1.985	1.985			Onshore	1	2
Messico	2015	8			4.387	3.000	Offshore		3
Stati Uniti	1968	230	1.173	574	1.949	1.617	Onshore/Offshore	38	8
Venezuela	1998	6	1.261	497	1.543	569	Onshore/Offshore	3	1
Altri Paesi		7			4.664	1.061	Offshore		1
AUSTRALIA E OCEANIA		11	1.140	709	4.611	3.048		2	4
Australia	2001	11	1.140	709	4.611	3.048	Offshore	2	4
Totale		902	78.603	28.386	619.051	378.119		442	261

(a) Chilometri quadrati.

(b) La superficie sviluppata si riferisce a quei titoli per i quali almeno una porzione dell'area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.

Superficie netta sviluppata e non sviluppata

	(chilometri quadrati) 2018	2017	2016	2015	2014
Europa	46.332	51.206	45.380	45.123	44.842
Italia	14.987	16.380	16.767	16.975	17.297
Resto d'Europa	31.345	34.826	28.613	28.148	27.545
Africa	165.699	161.981	152.676	157.441	159.341
Africa Settentrionale	33.932	25.797	18.727	16.031	16.747
Egitto	5.248	9.192	10.665	9.668	4.946
Africa Sub-Sahariana	126.519	126.992	123.284	131.742	137.648
Asia	181.414	184.029	109.761	117.183	109.237
Kazakhstan	1.543	1.543	869	869	869
Resto dell'Asia	179.871	182.486	108.892	116.314	108.368
America	9.303	6.641	5.696	6.628	7.943
Australia e Oceania	3.757	11.061	10.383	16.333	13.376
Totale	406.505	414.918	323.896	342.708	334.739

Prezzi medi di realizzo

		2018		2017			2016 2015		2014
Petrolio e condensati	(\$/barile)	CONS	JV	CONS	JV	CONS	JV	CONS	JV	CONS	JV
Italia		61,58		46,51		33,19		43,46		87,80
Resto d'Europa		64,51		47,81		39,97		45,88		88,80
Africa Settentrionale		65,95	17,92	52,68	17,95	42,37	17,93	46,66	18,03	88,99	17,94
Egitto		62,97		46,06		33,05
Africa Sub-Sahariana		68,76	39,48	53,66	38,34	41,92		49,91		93,45
Kazakhstan		66,78		50,62		39,61		48,26		91,86
Resto dell'Asia		68,35	49,86	48,94	44,43	36,89	34,95	40,10	27,89	77,99	65,90
America		57,22	54,86	44,24	41,49	34,86	32,39	43,36	38,18	79,13	81,48
Australia e Oceania		68,72		49,36		37,96		45,84		91,61
		65,79	45,19	50,33	38,65	39,33	30,85	46,46	35,15	88,90	70,56
Gas naturale	(\$/migliaia di metri cubi)
Italia		295,65		227,81		174,28		244,54		308,47
Resto d'Europa		282,31		205,27		158,84		222,60		299,86
Africa Settentrionale		175,73	126,57	104,50	92,96	109,61	65,21	165,54	133,63	285,40	214,74
Egitto		171,36		148,20		134,90
Africa Sub-Sahariana		84,14	335,70	66,20	259,36	49,83		52,72		74,92
Kazakhstan		27,08		20,49		11,96		16,60		21,98
Resto dell'Asia		215,94	329,36	132,37	213,97	123,73	209,02	170,43	327,51	218,15	552,34
America		83,93	151,10	83,20	148,16	68,71	147,40	77,73	149,83	139,73
Australia e Oceania		169,65		143,16		127,12		178,87		263,30
		182,80	197,55	127,87	163,89	113,20	150,03	160,17	187,09	241,31	499,05
Idrocarburi	(\$/boe)
Italia		53,01		39,96		29,27		40,36		64,80
Resto d'Europa		56,07		40,51		33,27		40,21		67,87
Africa Settentrionale		43,34	18,14	28,62	17,35	26,52	16,27	34,61	18,60	65,36	21,43
Egitto		36,22		30,64		26,29
Africa Sub-Sahariana		58,59	48,79	44,85	39,65	35,08		40,92		73,18
Kazakhstan		46,98		34,60		24,52		30,02		57,20
Resto dell'Asia		50,98	50,64	36,69	36,76	31,18	32,76	35,18	49,42	52,75	83,12
America		46,63	28,59	33,31	26,50	25,45	24,95	31,71	30,72	59,94	81,48
Australia e Oceania		28,99		25,29		22,00		31,51		52,46
		48,04	33,63	35,39	28,30	29,30	25,05	36,54	31,95	65,36	72,19

Gruppo Eni		2018	2017	2016	2015	2014
Petrolio e condensati	(\$/barile)	65,47	50,06	39,18	46,30	88,71
Gas Naturale	(\$/migliaia di metri cubi)	183,74	130,31	115,51	160,78	242,80
Idrocarburi	(\$/boe)	47,48	35,06	29,14	36,47	65,49

Perforazione esplorativa

	Pozzi completati(a)									Pozzi in progress(b)
	2018		2017 2016		2015		2014		2018
(numero)	commerciale successo	sterili(c)	commerciale successo	sterili(c)	commerciale successo	sterili(c)	commerciale successo	sterili(c)	commerciale successo	sterili(c)	totale	in quota Eni
Italia	1,8					1,0				0,6	1,0	0,5
Resto d'Europa		0,5	1,2	1,3	0,1	0,4		2,2		4,3	12,0	3,5
Africa Settentrionale		0,5	0,5		0,5	1,0		1,0	3,5	4,3	8,0	7,0
Egitto	1,7	1,5	2,5	5,4	5,5	0,8	3,3	4,8			11,0	8,9
Africa Sub-sahariana	0,4		2,9	0,3	0,1	1,1	0,6	2,9	7,3	7,3	31,0	15,1
Kazakhstan											6,0	1,0
Resto dell'Asia	2,2	2,6				0,9		3,4	1,3	4,3	8,0	2,5
America	4,0		0,5			1,0	1,0	0,3	2,0	1,4	2,0	1,5
Australia e Oceania										0,9	1,0	0,3
	10,1	5,1	7,6	7,0	6,2	6,2	4,9	14,6	14,1	23,1	80,0	40,3

Perforazione di sviluppo

		Pozzi in progress
	2018			2017		2016		2015		2014		2018
(numero)	produttivi	sterili(c)	produttivi	sterili(c)	produttivi	sterili(c)	produttivi	sterili(c)	produttivi	sterili(c)	totale	in quota Eni
Italia	3,0		2,6		4,0		6,0		12,5
Resto d'Europa	2,8	0,3	2,7	0,2	5,6		10,2	0,1	9,8	1,0	16,0	1,3
Africa Settentrionale	9,6	0,5	5,1		6,2	0,7	4,5		54,5	1,0	3,0	1,4
Egitto	30,7		49,7	2,3	32,4	0,5	26,0	2,8			5,0	2,1
Africa Sub-Sahariana	7,3	0,1	8,6		21,2	0,2	22,0	2,5	31,6		6,0	2,5
Kazakhstan	0,9		1,2		4,6		4,7		1,5		1,0	0,3
Resto dell'Asia	21,9		15,0	0,2	31,6	0,5	29,7	5,9	54,2	1,6	7,0	3,0
America	2,3		3,1		9,9	1,3	17,4	0,1	22,1	0,7
Australia e Oceania	0,8						0,5		0,1	0,4
	79,3	0,9	88,0	2,7	115,5	3,2	121,0	11,4	186,3	4,7	38,0	10,6

Pozzi produttivi(d)

		2018
	Petrolio		Gas naturale
(numero)	totali	in quota Eni	totali	in quota Eni
Italia	202,0	157,0	479,0	415,9
Resto d'Europa	477,0	86,5	135,0	65,3
Africa Settentrionale	592,0	242,8	116,0	63,2
Egitto	1.194,0	508,3	147,0	48,3
Africa Sub-Sahariana	2.747,0	550,4	181,0	23,0
Kazakhstan	200,0	55,1
Resto dell'Asia	955,0	336,7	167,0	62,0
America	270,0	132,1	284,0	81,7
Australia e Oceania	3,0	1,2	21,0	7,1
	6.640,0	2.070,1	1.530,0	766,5

(a) Numero di pozzi in quota Eni.

(b) Includono i pozzi temporaneamente sospesi e in attesa di valutazione.

(d) Include 1.445 (420,8 in quota Eni) pozzi dove insistono più completamenti sullo stesso foro (pozzi a completamento multiplo). L'attività perforativa a completamento multiplo consente di produrre temporaneamente da diverse formazioni di idrocarburi mineralizzate a petrolio e gas attraverso un unico pozzo.

⁽c) Un pozzo sterile è un pozzo esplorativo o di sviluppo dal quale non è possibile produrre una quantità sufficiente di petrolio o gas naturale tale da giustificarne il completamento.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2018
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	2.120	2.740	1.277		4.701	1.140	1.902	934	4	14.818
- vendite a terzi		494	3.741	3.207	830	769	493	50	190	9.774
Totale ricavi	2.120	3.234	5.018	3.207	5.531	1.909	2.395	984	194	24.592
Costi operativi	(410)	(630)	(413)	(354)	(1.016)	(405)	(227)	(250)	(48)	(3.753)
- di cio costi di produzione	(402)	(488)	(363)	(343)	(974)	(269)	(220)	(234)	(48)	(3.341)
- di cui costi di trasporto	(8)	(142)	(50)	(11)	(42)	(136)	(7)	(16)		(412)
Imposte sulla produzione	(171)		(243)		(435)		(191)		(6)	(1.046)
Costi di ricerca	(25)	(85)	(48)	(22)	(44)	(3)	(79)	(69)	(5)	(380)
Ammortamenti e svalutazioni(b)	(281)	(664)	(582)	(795)	(2.490)	(387)	(941)	(594)	(67)	(6.801)
Altri (oneri) proventi	(442)	(193)	(101)	(239)	(1.126)	(67)	(135)	(54)		(2.357)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	791	1.662	3.631	1.797	420	1.047	822	17	68	10.255
Imposte sul risultato	(170)	(1.070)	(2.494)	(542)	(264)	(308)	(678)	7	(26)	(5.545)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	621	592	1.137	1.255	156	739	144	24	42	4.710
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi			15		257		6	420		698
Totale ricavi			15		257		6	420		698
Costi operativi			(8)		(62)		(2)	(38)		(110)
- di cui costi di produzione			(7)		(34)		(2)	(36)		(79)
- di cui costi di trasporto			(1)		(28)			(2)		(31)
Imposte sulla produzione			(3)		(26)			(114)		(143)
Costi di ricerca		(6)					(235)			(241)
Ammortamenti e svalutazioni			(1)		224		(3)	(222)		(2)
Altri (oneri) proventi		(1)	2		(27)		(25)	(122)		(173)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(7)	5		366		(259)	(76)		29
Imposte sul risultato			(3)				(2)	(35)		(40)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		(7)	2		366		(261)	(111)		(11)

(a) I risultati delle attivita di esplorazione e produzione di idrocarburi derivano esclusivamente dalla differenza tra i ricavi e gli oneri direttamente connessi a queste attivita, comprese le relative spese generali. Non includono alcuna attribuzione di interessi passivi o di spese generali sostenute per funzioni di holding e quindi non sono necessariamente indicativi della contribuzione al risultato netto consolidato di Eni. Le relative imposte sul reddito sono calcolate applicando l'aliquota fiscale vigente nel Paese in cui l'impresa opera all'utile, ante imposte, derivante dalle attivita di esplorazione e produzione. I ricavi e le imposte sul reddito includono le imposte dovute nei Production Sharing Agreement (PSA) dove l'onere tributario viene assolto dal partner a controllo statale in nome e per conto di Eni a valere sulle quote di Profit oil.

(b) Include svalutazioni nette per €726 milioni.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2017
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	1.619	1.897	1.056		3.888	681	911	932	3	10.987
- vendite a terzi		481	3.184	2.128	547	713	291	96	168	7.608
Totale ricavi	1.619	2.378	4.240	2.128	4.435	1.394	1.202	1.028	171	18.595
Costi operativi	(337)	(687)	(504)	(314)	(986)	(396)	(206)	(312)	(48)	(3.790)
- di cui costi di produzione	(332)	(523)	(455)	(303)	(952)	(271)	(202)	(258)	(48)	(3.344)
- di cui costi di trasporto	(5)	(164)	(49)	(11)	(34)	(125)	(4)	(54)		(446)
Imposte sulla produzione	(130)		(200)		(331)		(11)		(5)	(677)
Costi di ricerca	(26)	(122)	(22)	(191)	(60)		(61)	(39)	(4)	(525)
Ammortamenti e svalutazioni(a)	(465)	(838)	(679)	(767)	(2.063)	(289)	(765)	(577)	(59)	(6.502)
Altri (oneri) proventi	1.563	(141)	(162)	690	(716)	(221)	(84)	(342)	2	589
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	2.224	590	2.673	1.546	279	488	75	(242)	57	7.690
Imposte sul risultato	(299)	(216)	(1.978)	(214)	(38)	(223)	(67)	(38)	(23)	(3.096)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	1.925	374	695	1.332	241	265	8	(280)	34	4.594
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi			14		129		22	517		682
Totale ricavi			14		129		22	517		682
Costi operativi			(8)		(37)		(9)	(40)		(94)
- di cui costi di produzione			(6)		(19)		(9)	(39)		(73)
- di cui costi di trasporto			(2)		(18)			(1)		(21)
Imposte sulla produzione			(2)		(8)			(146)		(156)
Costi di ricerca		(1)					(13)			(14)
Ammortamenti e svalutazioni			(1)		(54)		(13)	(271)		(339)
Altri (oneri) proventi		(2)	(2)		26		3	(199)		(174)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(3)	1		56		(10)	(139)		(95)
Imposte sul risultato			(1)				(4)	(20)		(25)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		(3)			56		(14)	(159)		(120)

(a) Include riprese di valore nette per €158 milioni.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2016
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate	1.217	1.673	932	9	3.178	252	1.027	833	4	9.125
- vendite a terzi		432	2.841	1.471	485	606	114	102	165	6.216
Totale ricavi	1.217	2.105	3.773	1.480	3.663	858	1.141	935	169	15.341
Costi operativi	(311)	(599)	(451)	(356)	(968)	(269)	(215)	(325)	(49)	(3.543)
- di cui costi di produzione	(307)	(436)	(404)	(343)	(929)	(177)	(212)	(262)	(49)	(3.119)
- di cui costi di trasporto	(4)	(163)	(47)	(13)	(39)	(92)	(3)	(63)		(424)
Imposte sulla produzione	(96)		(176)		(282)		(17)		(5)	(576)
Costi di ricerca	(35)	(40)	(45)	(42)	(142)		(39)	(28)	(3)	(374)
Ammortamenti e svalutazioni(a)	(923)	(943)	(675)	(691)	(1.093)	(129)	(952)	(480)	(67)	(5.953)
Altri (oneri) proventi	(342)	(232)	(201)	(265)	(917)	(57)	(130)	(120)	(8)	(2.272)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi	(490)	291	2.225	126	261	403	(212)	(18)	37	2.623
Imposte sul risultato	159	(1)	(1.618)	(89)	97	(139)	32	(9)	(9)	(1.577)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	(331)	290	607	37	358	264	(180)	(27)	28	1.046
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi			15				36	493		544
Totale ricavi			15				36	493		544
Costi operativi			(9)				(10)	(54)		(73)
- di cui costi di produzione			(7)				(10)	(51)		(68)
- di cui costi di trasporto			(2)					(3)		(5)
Imposte sulla produzione			(3)					(121)		(124)
Costi di ricerca							(13)			(13)
Ammortamenti e svalutazioni			(1)		(26)		(32)	(240)		(299)
Altri (oneri) proventi		(3)	(1)		(26)		(16)	(25)		(71)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(3)	1		(52)		(35)	53		(36)
Imposte sul risultato			(2)				(6)	(162)		(170)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		(3)	(1)		(52)		(41)	(109)		(206)

(a) Include riprese di valore nette per €700 milioni.

	(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2015
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate		2.124	1.828	1.403	3.514	231	628	1.118	29	10.875
- vendite a terzi			501	5.681	914	659	854	131	226	8.966
Totale ricavi		2.124	2.329	7.084	4.428	890	1.482	1.249	255	19.841
Costi operativi		(403)	(642)	(948)	(1.099)	(239)	(235)	(453)	(108)	(4.127)
Imposte sulla produzione		(184)		(240)	(405)		(30)		(9)	(868)
Costi di ricerca		(35)	(205)	(164)	(216)		(210)	(35)	(6)	(871)
Ammortamenti e svalutazioni(a)		(750)	(2.022)	(2.938)	(3.835)	(109)	(1.491)	(1.775)	(111)	(13.031)
Altri (oneri) proventi		(215)	(142)	(564)	(290)	(156)	(282)	(9)	(23)	(1.681)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		537	(682)	2.230	(1.417)	386	(766)	(1.023)	(2)	(737)
Imposte sul risultato		(182)	589	(2.148)	272	(142)	90	406	(25)	(1.140)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate		355	(93)	82	(1.145)	244	(676)	(617)	(27)	(1.877)
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi				19			68	248		335
Totale ricavi				19			68	248		335
Costi operativi				(9)			(13)	(49)		(71)
Imposte sulla produzione				(3)				(82)		(85)
Costi di ricerca							(16)			(16)
Ammortamenti e svalutazioni			(1)	(3)	(432)		(77)	(78)		(591)
Altri (oneri) proventi			(3)	(1)	(35)		(6)	(48)		(93)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi			(4)	3	(467)		(44)	(9)		(521)
Imposte sul risultato				(3)			8	(29)		(24)
Totale risultato delle attività di esplorazione
e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate			(4)		(467)		(36)	(38)		(545)

(a) Include svalutazioni per €5.051 milioni.

	(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2014
Società consolidate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate		3.028	2.721	2.010	4.716	346	589	1.691	67	15.168
- vendite a terzi			596	7.415	1.369	976	774	129	299	11.558
Totale ricavi		3.028	3.317	9.425	6.085	1.322	1.363	1.820	366	26.726
Costi operativi		(423)	(687)	(694)	(935)	(208)	(223)	(357)	(124)	(3.651)
Imposte sulla produzione		(293)		(291)	(648)		(33)		(15)	(1.280)
Costi di ricerca		(36)	(245)	(72)	(681)		(204)	(171)	(69)	(1.478)
Ammortamenti e svalutazioni(a)		(819)	(1.082)	(1.330)	(1.985)	(90)	(860)	(1.295)	(175)	(7.636)
Altri (oneri) proventi		(184)	(96)	(773)	(358)	(251)	(124)	(78)	(30)	(1.894)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		1.273	1.207	6.265	1.478	773	(81)	(81)	(47)	10.787
Imposte sul risultato		(503)	(785)	(3.992)	(1.155)	(291)	(102)	29	43	(6.756)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate		770	422	2.273	323	482	(183)	(52)	(4)	4.031
Società in joint venture e collegate
Ricavi:
- vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi				19			87	232		338
Totale ricavi				19			87	232		338
Costi operativi				(11)			(11)	(27)		(49)
Imposte sulla produzione				(3)				(94)		(97)
Costi di ricerca			(1)	(2)			(31)	(1)		(35)
Ammortamenti e svalutazioni			(1)	(2)			(40)	(60)		(103)
Altri (oneri) proventi			(1)	1	(32)		(3)	(41)		(76)
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarburi			(3)	2	(32)		2	9		(22)
Imposte sul risultato				(2)			(23)	(18)		(43)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate			(3)		(32)		(21)	(9)		(65)

(a) Include svalutazioni per €851 milioni.

Costi capitalizzati(a)

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2018
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	16.569	6.236	14.140	17.474	40.607	11.240	12.711	15.347	1.967	136.291
Attività relative a riserve probabili e possibili	18	332	456	56	2.311	3	1.530	861	193	5.760
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	369	21	1.516	208	1.281	108	38	52	12	3.605
Immobilizzazioni in corso	653	103	1.554	1.504	2.307	1.382	562	595	127	8.787
Costi capitalizzati lordi	17.609	6.692	17.666	19.242	46.506	12.733	14.841	16.855	2.299	154.443
Fondi ammortamento e svalutazione	(13.717)	(5.355)	(11.741)	(11.722)	(29.727)	(2.175)	(10.460)	(13.443)	(1.265)	(99.605)
Costi capitalizzati netti società consolidate(b)	3.892	1.337	5.925	7.520	16.779	10.558	4.381	3.412	1.034	54.838
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve		9.102	58		1.481		2	1.912		12.555
probabili e possibili		1.045					11			1.056
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni		25	6					7		38
Immobilizzazioni in corso		364	10		10		19	224		627
Costi capitalizzati lordi		10.536	74		1.491		32	2.143		14.276
Fondi ammortamento e svalutazione		(4.543)	(54)		(266)		(19)	(1.052)		(5.934)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b)(c)		5.993	20		1.225		13	1.091		8.342
2017
Società consolidate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve	16.277	17.600	12.514	15.211	36.976	10.547	12.493	14.840	1.950	138.408
probabili e possibili Attrezzature di supporto	18	356	471	32	2.157	3	1.023	785	185	5.030
e altre immobilizzazioni	359	39	1.436	191	1.212	101	34	46	14	3.432
Immobilizzazioni in corso	681	345	2.050	1.297	2.679	1.417	421	280	124	9.294
Costi capitalizzati lordi	17.335	18.340	16.471	16.731	43.024	12.068	13.971	15.951	2.273	156.164
Fondi ammortamento e svalutazione	(13.504)	(12.014)	(10.640)	(10.413)	(25.920)	(1.690)	(10.386)	(12.534)	(1.188)	(98.289)
Costi capitalizzati netti società consolidate(b)	3.831	6.326	5.831	6.318	17.104	10.378	3.585	3.417	1.085	57.875
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe			67		1.419		581	1.833		3.900
Attività relative a riserve probabili e possibili		4					85			89
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni			7					6		13
Immobilizzazioni in corso		1	6		4		93	225		329
Costi capitalizzati lordi		5	80		1.423		759	2.064		4.331
Fondi ammortamento e svalutazione			(61)		(475)		(611)	(785)		(1.932)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(b)		5	19		948		148	1.279		2.399

(a) I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell'esplorazione e produzione, con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione.

(b) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €831 milioni nel 2018 e €969 milioni nel 2017 per le società consolidate e per €180 milioni nel 2018 e €78 milioni nel 2017 per le società in joint venture e collegate.

(c) Include l'allocazione del fair value degli asset della società Vår Energi AS.

2018

Costi capitalizzati

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2016
Società consolidate
Attività relative a riserve certe	15.951	18.678	13.492	15.262	38.539	10.790	11.680	17.127	2.085	143.604
Attività relative a riserve probabili e possibili	18	301	416	55	2.461	1	1.155	903	210	5.520
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni	357	42	1.627	203	1.375	111	37	77	15	3.844
Immobilizzazioni in corso	724	242	2.347	1.828	5.117	2.565	2.248	317	134	15.522
Costi capitalizzati lordi	17.050	19.263	17.882	17.348	47.492	13.467	15.120	18.424	2.444	168.490
Fondi ammortamento e svalutazione	(13.022)	(12.113)	(11.374)	(11.022)	(27.264)	(1.608)	(11.000)	(14.301)	(1.227)	(102.931)
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)	4.028	7.150	6.508	6.326	20.228	11.859	4.120	4.123	1.217	65.559
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve		2	82		14		657	2.037		2.792
probabili e possibili		15					96			111
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni			8					7		15
Immobilizzazioni in corso		9	5		1.596		24	253		1.887
Costi capitalizzati lordi		26	95		1.610		777	2.297		4.805
Fondi ammortamento e svalutazione		(20)	(72)		(482)		(682)	(602)		(1.858)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)		6	23		1.128		95	1.695		2.947
2015
Società consolidate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve	15.280	15.110	26.904		35.241	3.364	10.424	16.156	2.037	124.516
probabili e possibili Attrezzature di supporto	18	297	444		2.443	1	1.229	874	203	5.509
e altre immobilizzazioni	355	42	1.758		1.318	112	34	74	15	3.708
Immobilizzazioni in corso	1.114	3.501	2.280		4.932	8.900	1.665	729	123	23.244
Costi capitalizzati lordi	16.767	18.950	31.386		43.934	12.377	13.352	17.833	2.378	156.977
Fondi ammortamento e svalutazione	(12.184)	(11.431)	(20.268)		(25.235)	(1.422)	(9.691)	(13.344)	(1.122)	(94.697)
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)	4.583	7.519	11.118		18.699	10.955	3.661	4.489	1.256	62.280
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe		3	89		23		624	2.010		2.749
Attività relative a riserve probabili e possibili		17					93			110
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni			8					6		14
Immobilizzazioni in corso		10	5		1.508		23	112		1.658
Costi capitalizzati lordi		30	102		1.531		740	2.128		4.531
Fondi ammortamento e svalutazione		(23)	(77)		(441)		(628)	(338)		(1.507)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)		7	25		1.090		112	1.790		3.024

(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €1.090 milioni nel 2016 e per €1.029 milioni nel 2015 per le società consolidate e per €95 milioni nel 2016 e per €92 milioni nel 2015 per le società in joint venture e collegate.

Costi capitalizzati

	(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2014
Società consolidate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve probabili e possibili		14.862 31	13.754 399	21.549 493	27.697 3.263	2.917 43	8.827 1.590	13.050 1.588	1.825 214	104.481 7.621
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni		346	42	1.569	1.164	94	35	66	13	3.329
Immobilizzazioni in corso		816	3.527	1.411	2.988	7.140	690	819	120	17.511
Costi capitalizzati lordi		16.055	17.722	25.022	35.112	10.194	11.142	15.523	2.172	132.942
Fondi ammortamento e svalutazione		(11.154)	(9.519)	(14.335)	(20.039)	(1.241)	(8.042)	(10.605)	(1.009)	(75.944)
Costi capitalizzati netti società consolidate(a)(b)		4.901	8.203	10.687	15.073	8.953	3.100	4.918	1.163	56.998
Società in joint venture e collegate
Attività relative a riserve certe Attività relative a riserve			2	77	24		539	549		1.191
probabili e possibili			31				84			115
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni				7			1	4		12
Immobilizzazioni in corso			12	5	1.241			776		2.034
Costi capitalizzati lordi			45	89	1.265		624	1.329		3.352
Fondi ammortamento e svalutazione			(39)	(69)			(522)	(230)		(860)
Costi capitalizzati netti società in joint venture e collegate(a)(b)			6	20	1.265		102	1.099		2.492

(a) Gli importi comprendono oneri finanziari capitalizzati netti per €868 milioni per le società consolidate e per €46 milioni per le società in joint venture e collegate.

(b) Gli importi indicati non comprendono i costi relativi all'attività di esplorazione che sono imputati all'attivo patrimoniale, per rappresentarne la natura di investimento, e ammortizzati interamente nell'esercizio in cui sono sostenuti. L'applicazione dei criteri Eni in merito al "Successfull Effort Method" avrebbe determinato un incremento dei costi capitalizzati netti, relativi principalmente ad attività di esplorazione, delle società consolidate pari a €4.804 milioni e per le società in joint venture e collegate pari a €123 milioni.

Costi sostenuti(a)

		Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
	(€ milioni)
2018
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili								382 487			382 487
Costi di ricerca		26	106	43	102	66	3	182	215	7	750
Costi di sviluppo(b)		382	557	445	2.216	1.379	92	589	340	36	6.036
Totale costi sostenuti
società consolidate		408	663	488	2.318	1.445	95	1.640	555	43	7.655
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve
probabili e possibili
Costi di ricerca				2				103			105
Costi di sviluppo(c) Totale costi sostenuti società				3					(16)		(13)
in joint venture e collegate				5				103	(16)		92
2017
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili						5					5
Costi di ricerca		31	242	77	110	65	3	76	106	5	715
Costi di sviluppo(b)		251	364	785	3.041	1.939	246	714	292	14	7.646
Totale costi sostenuti società consolidate		282	606	862	3.151	2.009	249	790	398	19	8.366
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca			1					90			91
Costi di sviluppo(c)				2		9		4	48		63
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate			1	2		9		94	48		154
2016
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili					2						2
Costi di ricerca		27	51	58	306	70		80	26	3	621
Costi di sviluppo(b)		387	437	694	1.752	2.019	651	1.232	(5)	1	7.168
Totale costi sostenuti
società consolidate		414	488	752	2.060	2.089	651	1.312	21	4	7.791
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca			1					13			14
Costi di sviluppo(c)				1		28		12	95		136
Totale costi sostenuti società
in joint venture e collegate			1	1		28		25	95		150

(a) I costi sostenuti rappresentano gli importi capitalizzati o imputati a conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione.

(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €517 milioni nel 2018, costi per €355 milioni nel 2017 e decrementi per €665 milioni nel 2016.

(c) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €22 milioni nel 2018, decrementi per €23 milioni nel 2017 e decrementi per €15 milioni nel 2016.

Costi sostenuti

	(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
2015
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		28	176	289	196		71	54	6	820
Costi di sviluppo(a)		207	1.006	1.574	2.957	819	1.332	745	18	8.658
Totale costi sostenuti società consolidate		235	1.182	1.863	3.153	819	1.403	799	24	9.478
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca			1				14	1		16
Costi di sviluppo(b)			1	1	112		35	554		703
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate			2	1	112		49	555		719
2014
Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve
probabili e possibili
Costi di ricerca		29	188	227	635		160	139	20	1.398
Costi di sviluppo(a)		1.382	2.395	955	3.479	572	1.118	1.169	122	11.192
Totale costi sostenuti società consolidate		1.411	2.583	1.182	4.114	572	1.278	1.308	142	12.590
Società in joint venture e collegate
Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca			2				33	1		36
Costi di sviluppo(b)				1	22		38	375		436
Totale costi sostenuti società in joint venture e collegate			2	1	22		71	376		472

(a) Gli importi indicati comprendono costi relativi all'abbandono delle attività per €2.062 milioni nel 2014 e decrementi per €817 milioni nel 2015.

(b) Gli importi indicati comprendono decrementi relativi all'abbandono delle attività per €47 milioni nel 2014 e costi per €54 milioni nel 2015.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
31 dicembre 2018
Società consolidate
Entrate di cassa future	18.372	4.895	43.578	39.193	53.534	40.698	33.384	14.192	2.319	250.165
Costi futuri di produzione	(5.659)	(1.438)	(6.653)	(12.193)	(16.417)	(8.276)	(9.492)	(6.038)	(511)	(66.677)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4.670)	(1.350)	(4.700)	(2.769)	(6.778)	(2.640)	(5.755)	(2.467)	(291)	(31.420)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	8.043	2.107	32.225	24.231	30.339	29.782	18.137	5.687	1.517	152.068
Imposte su reddito future	(1.671)	(798)	(17.514)	(7.829)	(11.566)	(6.524)	(11.980)	(1.791)	(289)	(59.962)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	6.372	1.309	14.711	16.402	18.773	23.258	6.157	3.896	1.228	92.106
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(2.045)	(124)	(6.727)	(6.564)	(7.501)	(12.477)	(2.258)	(1.508)	(491)	(39.695)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	4.327	1.185	7.984	9.838	11.272	10.781	3.899	2.388	737	52.411
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future		18.608	347		2.675			8.292		29.922
Costi futuri di produzione		(4.686)	(138)		(873)			(2.192)		(7.889)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono		(3.633)	(3)		(75)			(191)		(3.902)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito		10.289	206		1.727			5.909		18.131
Imposte su reddito future		(6.822)	(43)		(204)			(1.839)		(8.908)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione		3.467	163		1.523			4.070		9.223
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.104)	(76)		(793)			(2.009)		(3.982)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri		2.363	87		730			2.061		5.241
Totale	4.327	3.548	8.071	9.838	12.002	10.781	3.899	4.449	737	57.652

(a) I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno trascorso. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi. Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri. I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell'installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera. Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, e calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - Oil and Gas (Topic 932). Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
31 dicembre 2017
Società consolidate
Entrate di cassa future	14.339	19.507	31.793	29.156	41.136	30.263	11.826	6.205	2.593	186.818
Costi futuri di produzione	(5.091)	(5.711)	(6.677)	(6.153)	(14.790)	(6.992)	(3.653)	(2.351)	(590)	(52.008)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(3.943)	(5.483)	(4.350)	(4.496)	(6.522)	(2.787)	(3.694)	(1.011)	(318)	(32.604)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	5.305	8.313	20.766	18.507	19.824	20.484	4.479	2.843	1.685	102.206
Imposte su reddito future	(859)	(4.490)	(10.836)	(5.709)	(6.418)	(3.970)	(757)	(699)	(303)	(34.041)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	4.446	3.823	9.930	12.798	13.406	16.514	3.722	2.144	1.382	68.165
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(1.633)	(1.050)	(4.566)	(6.698)	(5.430)	(9.172)	(1.239)	(777)	(607)	(31.172)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	2.813	2.773	5.364	6.100	7.976	7.342	2.483	1.367	775	36.993
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future			245		2.062		11	10.797		13.115
Costi futuri di produzione			(119)		(930)		(6)	(3.291)		(4.346)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(1)		(66)			(535)		(602)
Flusso di cassa netto futuro
prima delle imposte sul reddito			125		1.066		5	6.971		8.167
Imposte su reddito future Flusso di cassa netto futuro			(21)		(57)		(1)	(2.459)		(2.538)
prima dell'attualizzazione			104		1.009		4	4.512		5.629
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			(50)		(471)			(2.475)		(2.996)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			54		538		4	2.037		2.633
Totale	2.813	2.773	5.418	6.100	8.514	7.342	2.487	3.404	775	39.626

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Egitto	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
31 dicembre 2016
Società consolidate
Entrate di cassa future	9.627	12.898	30.847	33.524	38.271	26.903	12.263	5.789	2.815	172.937
Costi futuri di produzione	(4.136)	(5.240)	(7.481)	(7.927)	(13.913)	(9.247)	(3.498)	(2.935)	(658)	(55.035)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(3.641)	(3.575)	(5.904)	(6.981)	(9.392)	(3.268)	(5.047)	(1.313)	(270)	(39.391)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	1.850	4.083	17.462	18.616	14.966	14.388	3.718	1.541	1.887	78.511
Imposte su reddito future	(237)	(1.308)	(9.253)	(5.941)	(4.525)	(2.596)	(953)	(298)	(341)	(25.452)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	1.613	2.775	8.209	12.675	10.441	11.792	2.765	1.243	1.546	53.059
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(241)	(365)	(4.060)	(8.055)	(4.594)	(6.536)	(1.266)	(501)	(724)	(26.342)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	1.372	2.410	4.149	4.620	5.847	5.256	1.499	742	822	26.717
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future			259		2.429		33	16.430		19.151
Costi futuri di produzione			(143)		(974)		(20)	(4.614)		(5.751)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(1)		(64)			(1.186)		(1.251)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito			115		1.391		13	10.630		12.149
Imposte su reddito future			(21)		(115)		(4)	(3.667)		(3.807)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione			94		1.276		9	6.963		8.342
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			(46)		(734)			(4.441)		(5.221)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			48		542		9	2.522		3.121
Totale	1.372	2.410	4.197	4.620	6.389	5.256	1.508	3.264	822	29.838

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
31 dicembre 2015
Società consolidate
Entrate di cassa future	16.760	18.692	58.390	44.114	34.589	13.027	8.101	3.519	197.192
Costi futuri di produzione	(4.995)	(5.554)	(13.481)	(14.645)	(8.846)	(4.585)	(3.091)	(804)	(56.001)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4.299)	(4.379)	(9.457)	(9.359)	(4.108)	(4.964)	(1.644)	(218)	(38.428)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	7.466	8.759	35.452	20.110	21.635	3.478	3.366	2.497	102.763
Imposte su reddito future	(1.657)	(4.349)	(17.195)	(8.222)	(4.682)	(1.230)	(933)	(604)	(38.872)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	5.809	4.410	18.257	11.888	16.953	2.248	2.433	1.893	63.891
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(2.077)	(817)	(7.844)	(4.976)	(10.561)	(1.276)	(970)	(901)	(29.422)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	3.732	3.593	10.413	6.912	6.392	972	1.463	992	34.469
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future			313	3.047		85	18.519		21.964
Costi futuri di produzione			(177)	(1.021)		(32)	(5.370)		(6.600)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(5)	(95)		(22)	(2.118)		(2.240)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito			131	1.931		31	11.031		13.124
Imposte su reddito future			(8)	(251)		(10)	(4.088)		(4.357)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione			123	1.680		21	6.943		8.767
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			(70)	(1.016)		(2)	(4.358)		(5.446)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			53	664		19	2.585		3.321
Totale	3.732	3.593	10.466	7.576	6.392	991	4.048	992	37.790

(€ milioni)	Italia	Resto d'Europa	Settentrionale Africa	Sub-Sahariana Africa	Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	e Oceania Australia	Totale
31 dicembre 2014
Società consolidate
Entrate di cassa future	24.951	29.140	96.372	65.853	55.740	13.664	10.955	4.849	301.524
Costi futuri di produzione	(6.374)	(6.856)	(19.906)	(18.236)	(9.878)	(4.158)	(2.680)	(1.092)	(69.180)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono	(4.698)	(5.292)	(9.673)	(9.139)	(4.576)	(4.600)	(1.892)	(356)	(40.226)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito	13.879	16.992	66.793	38.478	41.286	4.906	6.383	3.401	192.118
Imposte su reddito future	(3.583)	(10.595)	(35.484)	(20.514)	(10.400)	(1.462)	(2.401)	(989)	(85.428)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	10.296	6.397	31.309	17.964	30.886	3.444	3.982	2.412	106.690
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(4.064)	(1.464)	(13.905)	(7.164)	(19.699)	(1.900)	(1.353)	(1.106)	(50.655)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri	6.232	4.933	17.404	10.800	11.187	1.544	2.629	1.306	56.035
Società in joint venture e collegate
Entrate di cassa future			485	3.861		200	18.871		23.417
Costi futuri di produzione			(165)	(692)		(33)	(5.724)		(6.614)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(18)	(104)		(51)	(2.032)		(2.205)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito			302	3.065		116	11.115		14.598
Imposte su reddito future			(23)	(426)		(45)	(4.608)		(5.102)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione			279	2.639		71	6.507		9.496
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			(158)	(1.442)		(11)	(4.327)		(5.938)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			121	1.197		60	2.180		3.558
Totale	6.232	4.933	17.525	11.997	11.187	1.604	4.809	1.306	59.593

Variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri

		Aumenti (diminuzioni):
(€ milioni)	Valore ad inizio periodo	vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	revisioni delle quantità stimate	effetto dell'attualizzazione	variazione netta delle imposte sul reddito	acquisizioni di riserve	cessioni di riserve	variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	Saldo aumenti (diminuzioni)	Valore a fine periodo
2018
Società consolidate Società in joint venture	36.993	(19.793)	27.970	1.649	(2.525)	6.468	10.487		5.670 (16.566)	5.369	(8.363)	5.052	15.418	52.411
e collegate	2.633	(445)	671		216	14	(803)	384	193	6.700		(4.322)	2.608	5.241
Totale		39.626 (20.238)	28.641	1.649	(2.309)	6.482	9.684		6.054 (16.373)	12.069	(8.363)	730	18.026	57.652
2017 Società consolidate	26.717	(14.125)	23.940	1.697	(2.817)	7.203	5.269	3.864	(6.498)	10	(2.995)	(5.272)	10.276	36.993
Società in joint venture e collegate	3.121	(432)	1.482		495		45 (2.285)	438	238			(469)	(488)	2.633
Totale		29.838 (14.557)	25.422	1.697	(2.322)	7.248	2.984	4.302	(6.260)	10	(2.995)	(5.741)	9.788	39.626
2016
Società consolidate Società in joint venture		34.469 (11.222) (24.727)		4.563	(2.357)	7.578	2.840	5.705	9.200			668	(7.752)	26.717
e collegate	3.321	(347)	(1.586)		650	151	(131)	514	386			163	(200)	3.121
Totale		37.790 (11.569) (26.313)		4.563	(1.707)	7.729	2.709	6.219	9.586			831	(7.952)	29.838
2015
Società consolidate Società in joint venture	56.035		(14.846) (70.909)	524	(1.711)	8.960	12.322	11.288	29.530		(114)		3.390 (21.566)	34.469
e collegate	3.558	(179)	(2.858)		(241)	604	915	629	530			363	(237)	3.321
Totale		59.593 (15.025) (73.767)		524	(1.952)	9.564	13.237	11.917	30.060		(114)		3.753 (21.803)	37.790
2014
Società consolidate Società in joint venture	56.177		(21.795) (12.053)	1.667	(6.047)	8.745	8.085	11.064	7.049	67	(271)	3.347	(142)	56.035
e collegate	2.327	(192)	(500)		223	451	(325)	512	704			358	1.231	3.558
Totale		58.504 (21.987) (12.553)		1.667	(5.824)	9.196	7.760	11.576	7.753	67	(271)	3.705	1.089	59.593

2018

Investimenti tecnici

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Acquisto di riserve proved e unproved	869	5	2
Egitto			2
Africa Sub-Sahariana		5
Resto dell'Asia	869
Esplorazione	463	442	417	566	1.030
Italia	1	5			1
Resto d'Europa	52	186	11	133	132
Africa Settentrionale	20	55	42	64	108
Egitto	80	70	270	168	69
Africa Sub-Sahariana	22	25	30	157	511
Kazakhstan		3
Resto dell'Asia	140	20	57	15	89
America	146	76	7	29	109
Australia e Oceania	2	2			11
Sviluppo	6.506	7.236	7.770	9.341	9.021
Italia	380	260	407	679	880
Resto d'Europa	600	399	590	1.264	1.574
Africa Settentrionale	525	626	747	641	305
Egitto	2.205	3.030	1.700	929	527
Africa Sub-Sahariana	1.635	1.852	2.176	2.998	3.085
Kazakhstan	193	197	707	835	521
Resto dell'Asia	550	666	1.213	1.333	1.105
America	381	195	220	637	921
Australia e Oceania	37	11	10	25	103
Altro	63	56	65	73	105
	7.901	7.739	8.254	9.980	10.156

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

		2018	2017	2016	2015	2014
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,56	0,37	0,29	0,89	0,82
di cui: dipendenti		0,34	0,45	0,28	0,91	0,87
contrattisti		0,99	0,23	0,31	0,81	0,70
Ricavi della gestione caratteristica(a)	(€ milioni)	55.690	50.623	40.961	52.096	73.434
Utile (perdita) operativo		629	75	(391)	(1.258)	64
Utile (perdita) operativo adjusted		543	214	(390)	(126)	168
Utile (perdita) netto adjusted		310	52	(330)	(168)	86
Investimenti tecnici		215	142	120	154	172
Vendite gas mondo	(miliardi di metri cubi)	76,71	80,83	86,31	87,72	86,11
Vendite di GNL(b)		10,3	8,3	8,1	9,0	8,9
Clienti retail in Italia	(milioni)	7,7	7,7	7,7	7,8	7,9
Vendite di energia elettrica	(terawattora)	37,07	35,33	37,05	34,88	33,58
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	3.040	4.313	4.261	4.484	4.561
di cui: all'estero		951	2.031	2.229	2.461	2.494
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	11,08	11,30	11,17	10,57	10,12

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.

(b) Si riferiscono alle vendite di GNL delle società consolidate e collegate del settore Gas & Power (già incluse nelle vendite gas mondo).

PERFORMANCE DELL'ANNO

• ● L'indice 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 contrattisti, 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/kWheq riferite alla produzione di energia elettrica risultano in lieve aumento (+1,8% rispetto all'anno precedente) per effetto del maggior consumo di gas di raffineria in sostituzione del gas naturale presso la centrale di Ferrera Erbognone.
• ● Nel 2018 il settore Gas & Power ha conseguito l'utile operativo adjusted di €543 milioni, più che raddoppiato rispetto all'utile operativo del 2017, per effetto della complessiva ristrutturazione del settore in tutte le linee di business, in particolare della crescita delle vendite di GNL, delle ottimizzazioni nel power e nella riduzione dei costi di logistica gas, supportati da uno scenario che ha consentito di valorizzare le flessibilità associate agli asset di portafoglio.
• ● Le vendite di gas nel mondo sono state di 76,71 miliardi 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 al 2017. In aumento per effetto delle maggiori vendite alla borsa elettrica in Italia.
• ● Gli investimenti tecnici di €215 milioni hanno riguardato essenzialmente 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 il business upstream, ottenuti dai partner della joint venture di Area 4 impegni d'acquisto di lungo termine del GNL. Per ulteriori dettagli si rinvia alla sezione "Mozambico" del settore Exploration & Production.

SERVIZI PER L'EFFICIENZA ENERGETICA

Nel mese di gennaio 2019, Eni attraverso la società controllata Eni gas e luce SpA, ha perfezionato l'acquisizione della quota di maggioranza di SEA SpA, energy service company operante nel settore dei servizi e delle soluzioni per l'efficienza energetica. Con questa acquisizione è confermata la strategia mirata al rafforzamento della presenza Eni nel mercato dei servizi per l'efficienza energetica, attraverso l'ampliamento della propria offerta commerciale con soluzioni integrate e innovative, focalizzate principalmente sul segmento industriale e su quello dei condomini.

OTTIMIZZAZIONE DEL PORTAFOGLIO IN EUROPA

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 luglio, in linea con il piano di razionalizzazione del portafoglio, è stato acquisito l'ulteriore 51%, arrivando a detenere il 100% della società, Gas Supply Company Thessaloniki-Thessalia SA, fornitore di gas ed energia elettrica al mercato retail in Grecia, con circa 300 mila clienti. Nel mese di marzo la consociata Adriaplin ha finalizzato l'acquisizione del 100% della società Mestni Plinovodi che gestiva l'attività di distribuzione e commercializzazione gas in 11 Comuni localizzati nell'area centro-settentrionale e nord-orientale della Slovenia. Nel corso del mese di maggio Mestni Plinovodi è stata incorporata in Adriaplin per rendere pienamente operative le sinergie tra le due società.

MERCATO

1. Gas naturale

Attività di approvvigionamento

L'attività di approvvigionamento è attività libera, non soggetta a regolamentazione. I prezzi sono determinati dall'incontro tra domanda e offerta a seguito di libere negoziazioni tra le società di commercializzazione e i produttori di gas naturale. Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nel medio/lungo termine a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi

produttori che riforniscono il sistema europeo. Negli ultimi anni sono stati rinegoziati alcuni dei principali contratti di approvvigionamento gas a lungo termine, ottenendo un miglior allineamento dei livelli e delle dinamiche dei prezzi alle mutate condizioni di mercato. Ulteriori punti di forza Eni sono rappresentati dalla disponibilità di produzioni equity, dalla presenza in tutte le fasi della filiera del GNL (liquefazione, shipping e rigassificazione) e accesso alle infrastrutture, dalle attività di trading e risk management. Complessivamente, il fabbisogno di gas di Eni è soddisfatto con forniture provenienti da diciotto Paesi sulla base di contratti di approvvigionamento di lungo termine o forniture dell'attività upstream Eni, e dall'accesso ai mercati spot dell'Europa continentale.

I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 74,15 miliardi di metri cubi in riduzione di 4,13 miliardi di metri cubi, pari al -5,3%, rispetto al 2017. I volumi di gas approvvigionati all'estero (68,82 miliardi di metri cubi dalle società consolidate), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa il 93% del totale, sono diminuiti rispetto al 2017 (-4,41 miliardi di metri cubi; -6%) principalmente per effetto dei minori volumi approvvigionati in Russia (-1,85 miliardi di metri cubi), nei Paesi Bassi (-1,25 miliardi di metri cubi), in Algeria (-1,16 miliardi di metri cubi) e in Norvegia (-0,73 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati in Indonesia (+2,32 miliardi di metri cubi) per maggiori disponibilità di gas da produzione upstream e in Qatar (+0,20 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (5,33 miliardi di metri cubi) sono in aumento del 5,5% rispetto al periodo di confronto per effetto delle maggiori forniture equity.

APPROVVIGIONAMENTO ENI DI GAS NATURALE

CICLO DEL VALORE DEL GAS & POWER

Eni è presente in tutte le fasi della catena del valore del gas: approvvigionamento, trading e marketing di gas naturale e GNL, nonché nelle attività di generazione e vendita di energia elettrica. Eni vanta la leadership nel mercato europeo del gas grazie ai vantaggi competitivi assicurati dalla disponibilità di gas con contratti di lungo termine, una presenza multi-Country, un'ampia base clienti, accesso alle infrastrutture, know-how e relazioni di lungo termine con i Paesi produttori. L'integrazione con le attività upstream consente inoltre al settore Gas & Power di Eni di cogliere le opportunità di crescita nel mercato gas e di valorizzare le riserve di gas equity.

DISPONIBILITÀ E VENDITA DI GAS NATURALE

Commercializzazione in Italia ed Europa

Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte piu adatte alle proprie esigenze di consumo. Eni rifornisce 9,2 milioni di clienti retail in Italia ed in Europa. In particolare sul territorio nazionale i clienti sono 7,7 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 (rinegoziazioni di contratti di fornitura, azioni di efficienza e di ottimizzazione) volte al consolidamento della redditività del business pur in presenza di ancora deboli fondamentali di mercato.

Vendite e quote di mercato per segmento di utilizzo

(miliardi di metri cubi)	2018		2017
	Volumi venduti	Quota di mercato (%)	Volumi venduti	Quota di mercato (%)	Var. % 2018 vs. 2017
Italia a terzi	32,92	45,3	31,25	41,6	5,3
Grossisti	9,15		8,36		9,4
PSV e borsa	12,49		10,81		15,5
Industriali	4,79		4,42		8,4
PMI e terziario	0,79		0,93		(15,1)
Termoelettrici	1,50		2,22		(32,4)
Residenziali	4,20		4,51		(6,9)
Autoconsumi	6,11		6,18		(1,1)
TOTALE ITALIA	39,03	53,7	37,43	49,8	4,3
Domanda Gas(a)	72,70		75,15		(3,3)

(a) Fonte: Ministero dello Sviluppo Economico.

Vendite di gas per mercato

(miliardi di metri cubi)	2018	2017	2016	2015	2014
ITALIA	39,03	37,43	38,43	38,44	34,04
Grossisti	9,15	8,36	7,93	4,19	4,05
PSV e borsa	12,49	10,81	12,98	16,35	11,96
Industriali	4,79	4,42	4,54	4,66	4,93
PMI e terziario	0,79	0,93	1,72	1,58	1,60
Termoelettrici	1,50	2,22	0,77	0,88	1,42
Residenziali	4,20	4,51	4,39	4,90	4,46
Autoconsumi	6,11	6,18	6,10	5,88	5,62
VENDITE INTERNAZIONALI	37,68	43,40	47,88	49,28	52,07
Resto d'Europa	29,42	38,23	42,43	42,89	46,22
Importatori in Italia	3,42	3,89	4,37	4,61	4,01
Mercati europei	26,00	34,34	38,06	38,28	42,21
Penisola Iberica	4,65	5,06	5,28	5,40	5,31
Germania/Austria	1,83	6,95	7,81	5,82	7,44
Benelux	5,29	5,06	7,03	7,94	10,36
Ungheria			0,93	1,58	1,55
Regno Unito	2,22	2,21	2,01	1,96	2,94
Turchia	6,53	8,03	6,55	7,76	7,12
Francia	4,95	6,38	7,42	7,11	7,05
Altro	0,53	0,65	1,03	0,71	0,44
Mercati extra europei	8,26	5,17	5,45	6,39	5,85
TOTALE VENDITE GAS MONDO	76,71	80,83	86,31	87,72	86,11

Di seguito è descritta la presenza Eni nei principali mercati europei:

PRESENZA ENI IN EUROPA

Benelux

Eni è attiva in Benelux nei segmenti industriali, grossista, termoelettrico. Nel 2018 le vendite ammontano a 5,29 miliardi di metri cubi, in aumento di 0,23 miliardi di metri cubi (pari al 4,5%) grazie alle attività di ottimizzazione.

La percentuale indicata rappresenta la quota di possesso Eni al 31 dicembre 2018.

strutture commerciali dirette e la società Eni Gas & Power France SA. Nel 2018, le vendite in Francia di Eni sono state complessivamente di 4,95 miliardi di metri cubi con un decremento di 1,43 miliardi di metri cubi, pari al 22,4%, rispetto al 2017.

Francia

Eni è presente in Francia in tutti i segmenti di mercato attraverso le proprie

Germania/Austria

Eni è presente nel mercato tedesco del gas naturale attraverso una

struttura commerciale diretta. Complessivamente, nel 2018 Eni ha venduto 1,83 miliardi di metri cubi di gas in Germania e Austria con un decremento di 5,12 miliardi di metri cubi, pari al 73,7% rispetto all'anno precedente a seguito dei minori volumi commercializzati alle compagnie di distribuzione locale. E' in corso un processo di uscita totale da questi mercati.

Spagna

Eni è presente nel mercato spagnolo del gas naturale attraverso la joint venture Unión Fenosa Gas ("UFG" - Eni 50%), attiva nell'approvvigionamento e nella vendita di gas naturale ai clienti del settore industriale, grossisti e termoelettrico. Nel 2018 le vendite di gas di UFG in Europa sono state di 3,50 miliardi di metri cubi (1,75 miliardi in quota Eni). UFG partecipa con l'80% all'impianto di liquefazione di Damietta sulla costa egiziana, nonché con il 7,36% a un impianto di liquefazione in Oman. Nel 2018, le vendite in Spagna di Eni sono state di 4,65 miliardi di metri cubi, in calo di 0,41 miliardi di metri cubi (-8,1%).

Turchia

Eni commercializza gas naturale di provenienza russa trasportato attraverso il gasdotto Blue Stream. Nel 2018, le vendite sono state di 6,53 miliardi di metri cubi di gas, con un decremento di 1,50 miliardi di metri cubi, pari al 18,7% rispetto al 2017 per effetto dei minori ritiri effettuati da Botas.

Regno Unito

Eni commercializza nel Regno Unito gas naturale attraverso la consociata ETS che, tra l'altro, vende il gas equity prodotto dai giacimenti Eni nel Mare del Nord e opera nei principali hub del Nord Europa (NBP, Zeebrugge, TTF). Nel 2018, le vendite Eni sono state di 2,22 miliardi di metri cubi sostanzialmente in linea con l'anno precedente.

Grecia

Eni è presente nel Paese nell'approvvigionamento e vendita di gas naturale ed energia elettrica e nella distribuzione di gas naturale. Tali attività sono svolte rispettivamente attraverso la società EPA Thess SA, controllata al 100%, a seguito dell'acquisizione nel 2018 dell'ulteriore 51%, e la società a controllo congiunto EDA Thess SA, partecipata al 49%.

Nel 2018, le vendite di gas naturale sono state di 0,23 miliardi di metri cubi (0,17 miliardi di metri cubi nel 2017) e sono stati riforniti circa 300 mila clienti gas e luce.

2. GNL

Eni è presente in tutte le fasi della filiera del GNL: liquefazione, gas feeding, shipping, rigassificazione e vendita attraverso una presenza diretta e tramite società collegate e joint venture. Il business del GNL ha registrato una buona redditività sfruttando la crescente richiesta energetica in Asia. Nei prossimi anni Eni intende aumentare i volumi commercializzati nei mercati a premio dirottando le disponibilità attraverso l'ottimizzazione del portafoglio e una sempre maggior integrazione con l'upstream.

Le vendite di GNL (10,3 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) aumentano del 24,1% rispetto al 2017 e hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dall'Indonesia, Qatar, Nigeria, Oman ed Algeria e commercializzato in Europa, Cina, Giappone, Pakistan e Taiwan.

3. Generazione elettrica

Eni produce energia elettrica presso i siti di Ferrera Erbognone, Ravenna, Mantova, Brindisi, Ferrara e Bolgiano. Al 31 dicembre 2018, la potenza 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 a -3,6%.

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.

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 0,62 TWh nel mercato libero, pari a -2,3%, è riconducibile alle minori vendite ai clienti large (-2,38 TWh), al middle market (-1,45 TWh) e alle PMI (-0,20 TWh), in parte bilanciate dall'aumento dei volumi destinati al segmento grossisti (+3,39 TWh).

Capacità installata al 31 dicembre 2018: 4.652 MW.

La tecnologia del ciclo combinato con alimentazione a gas naturale (CCGT) impiegata da Eni consente di ottenere elevati livelli di efficienza e un basso impatto ambientale.

Eni stima che, su una produzione di energia elettrica e vapore di 24,1 TWh equivalenti, l'adozione della tecnologia CCGT consente oggi di ridurre le emissioni di anidride carbonica di circa 5 milioni di tonnellate rispetto alle emissioni di centrali termoelettriche convenzionali.

TRASPORTO INTERNAZIONALE

Eni, in qualità di shipper, dispone dei diritti di trasporto su un sistema di gasdotti europei e nord africani funzionale all'importazione e alla commercializzazione in Italia e in Europa del gas naturale proveniente dalle aree di produzione di Russia, Algeria, Mare del Nord, inclusi Paesi Bassi, Norvegia e Libia. Inoltre Eni partecipa al capitale di società che operano i gasdotti o ne gestiscono i diritti di trasporto. Di seguito viene fornita una descrizione dei principali gasdotti attualmente partecipati o operati da Eni:

• il gasdotto TTPC per l'importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 740 chilometri (due linee lunghe ciascuna 370 chilometri) e della capacità di trasporto di 34,3 miliardi di metri cubi/anno. Dotato di cinque stazioni di compressione, attraversa il territorio tunisino dalla località di Oued Saf Saf, punto di consegna del gas alla frontiera algerina, fino alla località di Cap Bon, sul Canale di Sicilia, dove si connette con il gasdotto TMPC;
• il gasdotto TMPC per l'importazione di gas algerino dello sviluppo complessivo di 775 chilometri (cinque linee lunghe ciascuna 155 chilometri) e della capacità di trasporto di 33,5 miliardi di metri cubi/

anno. Realizza l'attraversamento sottomarino del Canale di Sicilia da Cap Bon a Mazara del Vallo, punto di ingresso in Italia;

• il gasdotto GreenStream per l'importazione del gas libico prodotto dai giacimenti di Wafa e Bahr Essalam operati da Eni. Il gasdotto, composto da una linea di 520 chilometri, realizza l'attraversamento sottomarino del Mar Mediterraneo collegando l'impianto di trattamento di Mellitah sulla costa libica con Gela in Sicilia, punto di ingresso nella rete nazionale di gasdotti. La capacità del gasdotto ammonta a circa 8 miliardi di metri cubi/anno;
• Eni partecipa con il 50% al gasdotto sottomarino Blue Stream che collega la Russia alla Turchia attraverso il Mar Nero. Posato a profondità record (oltre 2.150 metri), il gasdotto sviluppa complessivamente 774 chilometri su due linee e ha una capacità di trasporto di 16 miliardi di metri cubi/anno. Blue Stream è una joint venture per vendere il gas proveniente dalla Russia su mercato turco. Questi asset generano un flusso stabile di utile operativo, grazie alla vendita su base long-term dei relativi diritti di trasporto.

PRINCIPALI INFRASTRUTTURE DI TRASPORTO DEL GAS NATURALE IN EUROPA(*)

Approvvigionamento di gas naturale

(miliardi di metri cubi)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	5,33	5,05	6,00	6,73	6,92
Russia	26,24	28,09	27,99	30,33	26,68
Algeria (incluso il GNL)	12,02	13,18	12,90	6,05	7,51
Libia	4,55	4,76	4,87	7,25	6,66
Paesi Bassi	3,95	5,20	9,60	11,73	13,46
Norvegia	6,75	7,48	8,18	8,40	8,43
Regno Unito	2,21	2,36	2,08	2,35	2,64
Indonesia (GNL)	3,06	0,74
Qatar (GNL)	2,56	2,36	3,28	3,11	2,98
Altri acquisti di gas naturale	5,52	6,75	5,83	7,42	5,94
Altri acquisti di GNL	1,96	2,31	1,91	2,02	1,69
Estero	68,82	73,23	76,64	78,66	75,99
Totale approvvigionamenti delle società consolidate	74,15	78,28	82,64	85,39	82,91
Prelievi (immissioni) da (a) stoccaggio	0,08	0,31	1,40		(0,20)
Perdite di rete, differenze di misura e altre variazioni	(0,18)	(0,45)	(0,21)	(0,34)	(0,25)
DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE	74,05	78,14	83,83	85,05	82,46
Disponibilità per la vendita delle società collegate	2,66	2,69	2,48	2,67	3,65
TOTALE DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA	76,71	80,83	86,31	87,72	86,11

Vendite di gas per entità

(miliardi di metri cubi)	2018	2017	2016	2015	2014
Vendite delle società consolidate	73,70	77,52	83,34	84,94	81,73
Italia (inclusi autoconsumi)	39,03	37,43	38,43	38,44	34,04
Resto d'Europa	27,58	36,10	40,52	41,14	43,07
Extra Europa	7,09	3,99	4,39	5,36	4,62
Vendite delle società collegate (quota Eni)	3,01	3,31	2,97	2,78	4,38
Resto d'Europa	1,84	2,13	1,91	1,75	3,15
Extra Europa	1,17	1,18	1,06	1,03	1,23
TOTALE VENDITE GAS MONDO	76,71	80,83	86,31	87,72	86,11

Vendite di GNL

	(miliardi di metri cubi) 2018	2017	2016	2015	2014
Vendite G&P	10,3	8,3	8,1	9,0	8,9
Europa	4,7	5,2	5,2	4,8	5,0
Extra Europa	5,6	3,1	2,9	4,2	3,9

Vendite di energia elettrica

(terawattora)	2018	2017	2016	2015	2014
Mercato libero	25,91	26,53	27,49	25,90	24,86
Borsa elettrica	7,17	5,21	5,64	5,09	4,71
Siti	3,49	3,01	3,11	3,23	3,17
Altro(a)	0,50	0,58	0,81	0,66	0,84
Vendite di energia elettrica	37,07	35,33	37,05	34,88	33,58
Produzione di energia elettrica	21,62	22,42	21,78	20,69	19,55
Acquisti di energia elettrica(a)	15,45	12,91	15,27	14,19	14,03

(a) Include gli sbilanciamenti di rete positivi e negativi (differenza fra energia elettrica effettivamente immessa rispetto a quella programmata).

Centrali elettriche

	Capacità installata(a) al 31/12/2018 (MW)	Entrata in esercizio	Tecnologia	Alimentazione
Brindisi	1.321	2006	CCGT	Gas
Ferrera Erbognone	1.030	2004	CCGT	Gas/syngas
Mantova	836	2005	CCGT	Gas
Ravenna	972	2004	CCGT	Gas
Ferrara(b)	429	2008	CCGT	Gas
Bolgiano	64	2012	Centrale elettrica	Gas
Impianti fotovoltaici(c)	2	2011-2014	Fotovoltaico	Fotovoltaico
	4.654

(a) Capacità installata e in esercizio.

(b) Capacità in quota Eni.

(c) Impianti gestiti dalla direzione Energy Solutions.

Generazione elettrica

		2018	2017	2016	2015	2014
Acquisti
Gas naturale	(milioni di metri cubi)	4.300	4.359	4.334	4.270	4.074
Altri combustibili	(migliaia di tep)	356	392	360	313	338
Produzioni
Produzione di energia elettrica	(terawattora)	21,62	22,42	21,78	20,69	19,55
Produzione di vapore	(migliaia di tonnellate)	7.919	7.551	7.974	9.318	9.010
Capacità installata (in esercizio)	(GW)	4,7	4,7	4,7	4,9	4,9

Infrastrutture di trasporto

		Lunghezza		Capacità di	Capacità di	Stazioni di
	Linee	complessiva	Diametro	trasporto(a)	transito(b)	compressione
Tratta	(n.)	(km)	(pollici)	(mld mc/a)	(mld mc/a)	(n.)
TTPC (Oued Saf Saf-Cap Bon)	2 linee da 370 km	740	48	34,3	33,2	5
TMPC (Cap Bon-Mazara del Vallo)	5 linee da 155 km	775	20/26	33,5	33,5
GreenStream (Mellitah-Gela)	1 linea da 520 km	520	32	8,0	8,0	1
Blue Stream (Beregovaya-Samsun)	2 linee da 387 km	774	24	16,0	16,0	1

(a) Comprende sia la capacità di transito sia il quantitativo destinato ai mercati locali e prelevato in vari punti lungo il gasdotto.

(b) È la massima portata proveniente dai vari punti di immissione del gasdotto e trasportata fino alla struttura di trasporto immediatamente a valle.

Investimenti tecnici

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	139	99	73	100	128
Estero	76	43	47	54	44
	215	142	120	154	172
Mercato	207	138	110	138	164
Mercato	161	102	69	69	66
Italia	93	63	32	31	30
Estero	68	39	37	38	36
Generazione elettrica	46	36	41	69	98
Trasporto internazionale	8	4	10	16	8
	215	142	120	154	172

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

		2018	2017	2016	2015	2014
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,56	0,62	0,38	1,07	1,51
di cui: dipendenti		0,49	0,56	0,44	0,97	1,60
contrattisti		0,62	0,69	0,32	1,17	1,40
Ricavi della gestione caratteristica(a)	(€ milioni)	25.216	22.107	18.733	22.639	28.994
Utile (perdita) operativo		(380)	981	723	(1.567)	(2.811)
Utile (perdita) operativo adjusted		380	991	583	695	(412)
- Refining & Marketing		390	531	278	387	(65)
- Chimica		(10)	460	305	308	(347)
Utile (perdita) netto adjusted		238	663	419	512	(319)
- Refining & Marketing		279	355	157	282	(41)
- Chimica		(41)	308	262	230	(278)
Investimenti tecnici		877	729	664	628	819
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero	(milioni di tonnellate)	23,23	24,02	24,52	26,41	25,03
Grado di conversione del sistema	(%)	54	54	50	49	51
Capacità bilanciata delle raffinerie	(migliaia di barili/giorno)	548	548	548	548	617
Tasso di utilizzo degli impianti di raffinazione	(%)	91	90	90	95	82
Lavorazioni green	(migliaia di tonnellate)	253	242	212	204	127
Vendite di prodotti petroliferi rete Europa	(milioni di tonnellate)	8,39	8,54	8,59	8,89	9,21
Stazioni di servizio rete Europa a fine periodo	(numero)	5.448	5.544	5.622	5.846	6.220
Erogato medio per stazioni di servizio Rete Europa	(migliaia di litri)	1.776	1.783	1.742	1.754	1.725
Grado di efficienza della rete	(%)	1,20	1,20	1,10	1,14	1,19
Produzione di prodotti petrolchimici	(migliaia di tonnellate)	9.483	8.955	8.809	8.670	7.926
Vendite di prodotti petrolchimici		4.938	4.646	4.745	4.813	4.681
Tasso di utilizzo medio degli impianti	(%)	76	73	72	73	71
Dipendenti in servizio a fine periodo	(numero)	11.136	10.916	10.858	10.995	11.884
- di cui all'estero		2.396	2.336	2.281	2.360	2.598
Emissioni dirette di GHG	(milioni di tonnellate di CO2 eq)	8,19	7,82	8,50	8,19	8,45
Emissioni di SOx (ossidi di zolfo)	(migliaia di tonnellate SO2 eq)	4,80	5,18	4,35	6,17	6,84
Emissioni GHG/lavorazioni di greggio e semilavorati(b)	(tonnellate CO2 eq/migliaia di tonnellate)	253	258	278	253	301

(a) Prima dell'eliminazione dei ricavi infrasettoriali.

(b) L'indicatore è riferito alle lavorazioni delle sole raffinerie tradizionali.

PERFORMANCE DELL'ANNO

• ● Nel 2018 l'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro totale 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 GHG hanno registrato un aumento del 4,7% in termini assoluti per effetto degli incrementi produttivi.
• ● Gli interventi di efficienza energetica hanno contribuito alla riduzione del 2,1% del rapporto tra emissioni e lavorazioni.
• ● Nel 2018 il settore Refining & Marketing 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 linea 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.

• ● Il margine di raffinazione di breakeven allo scenario cambio e differenziali oli di budget è di 3 \$/barile in linea con la guidance.
• ● Le lavorazioni di petrolio 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 occorso nel mese di settembre presso la raffineria di Bayernoil. Tali riduzioni sono state parzialmente compensate dalle migliori performance di Sannazzaro e di Livorno, quest'ultima penalizzata nel 2017 dal fermo impianti per forza maggiore.
• ● In crescita i volumi di lavorazione di oli vegetali per la produzione di biocarburanti presso la green refinery di Venezia (0,25 milioni di tonnellate; +4,2% rispetto al 2017).
• ● Le vendite sulla rete in Italia (5,91 milioni di tonnellate) sono in lieve diminuzione rispetto al 2017 (-1,7%).
• ● Le vendite rete nel resto 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 Bayernoil e in Francia.
• ● Le vendite dei prodotti petrolchimici di 4,94 milioni di tonnellate hanno evidenziato una crescita del 6,3% rispetto al 2017 per maggiori vendite di intermedi.
• ● Gli investimenti tecnici del settore di €877 milioni hanno riguardato principalmente l'attività di raffinazione.

ACQUISIZIONE DI NUOVA CAPACITÀ DI RAFFINAZIONE IN MEDIO ORIENTE

Nel gennaio 2019 firmato uno share purchase agreement con Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) per l'acquisizione della quota del 20% della società ADNOC Refining, che si colloca tra le prime al mondo per capacità di raffinazione (complessiva oltre i 900 mboe/giorno). Inoltre l'accordo prevede la costituzione di una joint venture tra Eni, Österreichische Mineralölverwaltung (OMV) e ADNOC dedicata alla commercializzazione dei prodotti petroliferi che sarà costituita con la partecipazione di Eni al 20%, ADNOC 65% e OMV 15%. Il corrispettivo dell'operazione è pari a circa \$3,3 miliardi, al netto del debito e sarà soggetto ad aggiustamenti contrattuali al closing. Il completamento dell'acquisizione è subordinato all'autorizzazione delle autorità competenti. L'operazione è in linea con la strategia Eni di diversificazione del proprio posizionamento geografico e di integrazione di tutta la catena del valore.

Eni, attraverso le competenze maturate, fornirà il proprio supporto allo sviluppo tecnologico delle tre raffinerie operate da ADNOC Refining, situate nelle aree di Ruwais e Abu Dhabi. L'operazione, una delle più rilevanti mai condotte 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 1,5 \$/barile.

ACCORDI A SOSTEGNO DELL'ECONOMIA CIRCOLARE

Nell'ambito dell'impegno Eni nell'economia circolare sono stati sottoscritti diversi accordi con alcuni comuni italiani, Città 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 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 rifiuti di origine biologica, da trasformare in biocarburante nelle bioraffinerie Eni di Venezia e Gela, quest'ultima a partire dal 2019.

SVILUPPO DELLA CHIMICA VERDE

Continua l'impegno di Eni nello sviluppo della chimica 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 rilancio del licensing internazionale di una tecnologia proprietaria per la produzione di bioetanolo di seconda generazione in 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 reattoristica, per lo sviluppo di una tecnologia innovativa in grado di convertire il gas naturale in gas di sintesi, per produrre combustibili a elevato valore e prodotti chimici (come il metanolo).

NUOVA UNITÀ ELASTOMERI

Avviato a settembre il nuovo impianto di Ferrara per la produzione di prodotti di alta gamma destinati, in particolare, all'industria automobilistica. Il progetto, che consolida la presenza di Eni sul territorio, consentirà di incrementare la capacità produttiva complessiva, di rinnovare il portafoglio prodotti elastomeri e aumentare l'occupazione.

SVILUPPO INTERNAZIONALE DELLA CHIMICA

Nell'ambito dell'impegno di Eni nello sviluppo internazionale della chimica è stato sottoscritto un accordo con Mazrui Energy Service, società leader nel settore dei servizi per l'industria Oil & Gas nel Medio Oriente, per la costituzione di una joint venture per la commercializzazione di chemicals innovativi. L'accordo consentirà di valorizzare il know-how e le tecnologie proprietarie di Versalis e di competere con i maggiori player del mercato.

REFINING & MARKETING

CICLO PRODUZIONE PRODOTTI PETROLIFERI 2018

1. Raffinazione

Eni è attiva nel settore della raffinazione in Italia e in Germania. Inoltre, in Italia, Eni ha convertito l'ex raffineria di Venezia in green refinery (primo esempio al mondo di trasformazione in bioraffineria) e ha avviato il progetto di riconversione green anche presso il sito industriale dell'ex raffineria di Gela.

Nel 2018, la capacità bilanciata del sistema di raffinazione Eni è stata di circa 27,4 milioni di tonnellate (548 mila barili/giorno) con

un indice di conversione del 54%.

La capacità bilanciata delle raffinerie di proprietà è stata di 19,4 milioni di tonnellate (388 mila barili/giorno), con un indice di conversione del 56%.

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2018 sono state di 23,23 milioni di tonnellate in riduzione del 3,3% rispetto al corrispondente periodo del 2017 (-0,79 milioni di tonnellate).

Sistema di raffinazione 2018

	Quota di partecipazione	Capacità di raffinazione bilanciata (quota Eni)	Tasso di utilizzo della capacità bilanciata (quota Eni)	Conversione equivalente(a)	Cracking catalitico a letto fluido - FCC(b)	Residue	Conversion(b) Hydrocracking(b)	Visbreaking/ Thermal Cracking(b)
	(%)	(mgl bl/g)	(%)	(%)	(mgl bl/g)	(mgl bl/g)	(mgl bl/g)	(mgl bl/g)
Raffinerie di proprietà		388	90	56	34	40	71	29
Italia
Sannazzaro	100	200	93	74	34	14	51	29
Taranto	100	104	73	56		26	20
Livorno	100	84	100	11
Raffinerie partecipate		160	94	52	143	25	75	27
Italia
Milazzo	50	100	99	60	45	25	32
Germania
Vohburg/Neustadt (Bayernoil)	20	41	77	36	49		43
Schwedt	8,33	19	100	42	49			27
TOTALE		548	91	54	177	65	146	56

(a) Conversione equivalente: capacità equivalente cracking catalitico/capacità topping (% wt).

(b) Le capacità degli impianti di conversione sono al 100%.

Italia

Il sistema di raffinazione Eni in Italia è costituito da 3 raffinerie di proprietà (Sannazzaro, Livorno e Taranto) e dalla quota di partecipazione del 50% nella raffineria di Milazzo. Ciascuna delle raffinerie Eni ha una propria connotazione operativa e strategica finalizzata a massimizzare il valore associato alla struttura impiantistica, al posizionamento geografico rispetto ai mercati di sbocco e all'integrazione con le attività Eni.

Sannazzaro ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 200 mila barili/giorno e un indice di conversione del 74%. Situata nella Pianura Padana, è una delle raffinerie più efficienti d'Europa e la sua elevata flessibilità consente di lavorare un'ampia varietà di greggi. La raffineria dispone di due impianti di distillazione primaria e di relative facilities, in particolare tre unità di desolforazione.

La conversione si attua attraverso l'unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), due unità di conversione distillati medi hydrocracking (HDC) e l'unità di conversione termica visbreaking alla quale è associata un'unità di gassificazione del tar (residuo pesante da visbreaker) per la produzione di gas di sintesi destinato alla produzione di energia elettrica. Infine, nel 2013, è stato avviato il primo impianto di conversione basato sulla tecnologia proprietaria EST (Eni Slurry Technology) per la produzione a partire da greggi pesanti (vacuum e visbreaking tar), di nafta e distillati medi pregiati (in particolare gasolio) con un fattore di conversione del 95%.

Taranto ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 104 mila barili/giorno e un indice di conversione del 56%. Tale raffineria gode di una posizione di forza sul mercato in quanto è l'unico impianto presente nell'Italia meridionale continentale, essendo inoltre integrata col segmento upstream attraverso i giacimenti della Val d'Agri in Basilicata (Eni 60,77%) collegati a Taranto attraverso un oleodotto. La raffineria è dotata di un'unità di topping-vacuum, un impianto di hydrocraking, un platforming nonché di due unità di desolforazione.

Livorno ha una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 84 mila barili/giorno, un indice di conversione dell'11% e produce lubrificanti e specialties. La raffineria è connessa tramite un oleodotto al deposito di Calenzano (Firenze) ed è dotata di un'unità di topping-vacuum, un platforming, due unità di desolforazione, un'unità di dearomatizzazione (DEA) per la produzione di carburanti, un impianto di de-asphanting a propano (PDA), un'unità per l'estrazione degli aromatici e de-waxing utilizzate per la produzione di basi lubrificanti nonché di un impianto di blending e filling per la produzione di lubrificanti finiti.

Milazzo partecipata in forma paritaria da Eni e Kuwait Petroleum Italia, con una capacità di raffinazione primaria bilanciata in quota Eni di 100 mila barili/giorno e un indice di conversione del 60%, è situata sulla costa settentrionale della Sicilia. Dispone di due impianti di distillazione primaria e una unità di vacuum, di due unità di desolforazione, di un'unità di cracking catalitico a letto fluido (FCC), di un'unità di conversione distillati medi hydrocracking (HDC) e di un'unità di trattamento dei residui (LC-Finer).

Estero

In Germania, Eni possiede una partecipazione dell'8,33% nella raffineria di Schwedt e una partecipazione del 20% in Bayernoil, un polo di raffinazione integrato che comprende le raffinerie di Vohburg e Neustadt. La capacità di raffinazione in quota Eni è di circa 60 mila barili/ giorno utilizzata per l'approvvigionamento delle reti di distribuzione in Baviera e nella Germania Orientale.

2. Bioraffinazione1

Bioraffinerie

	Quota di partecipazione	Capacità (2018)	Capacità (a regime)	Lavorazioni (2018)
Interamente possedute	(%)	(mgl t/a)	(mgl t/a)	(mgl t/a)
Venezia	100	360	560	253
Gela	100		750
Totale		360	1.310	253

Venezia (Porto Marghera): nel giugno 2014 è stata avviata la bioraffineria di Porto Marghera, della capacità di circa 360 mila tonnellate/ anno di green diesel prodotto da oli vegetali raffinati con tecnologia Eni (EcofiningTM). Un'ulteriore fase di sviluppo è in corso. A regime, la produzione sarà in grado di soddisfare circa la metà del fabbisogno Eni di biocarburanti in linea con i requisiti richiesti dalle normative comunitarie in materia ambientale volte a ridurre le emissioni di CO2 .

Gela: nel novembre 2014 è stato concordato con il Ministero dello Sviluppo Economico, la Regione Sicilia e le parti sociali, il piano di rilancio del sito di Gela. Il punto chiave dell'accordo è la riconversione della raffineria in bioraffineria. Nell'agosto 2017 è stata rilasciata l'autorizzazione VIA/AIA, relativa alla valutazione di impatto ambientale, da parte del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e del Ministero dei Beni Culturali. Le attività di riconversione sono proseguite nel corso del 2018. Il nuovo impianto entrerà in funzione nel 2019. La raffineria avrà una capacità di 750 mila tonnellate/anno e farà leva sulla tecnologia di conversione Eni EcofiningTM in grado di convertire materie prime di seconda generazione in green diesel, un biocarburante altamente sostenibile. L'impianto, che impegnerà l'intera capacità produttiva nel processare materie prime di seconda generazione, consentirà di produrre green diesel nel rispetto dei recenti vincoli normativi in termini di riduzione delle emissioni di GHG lungo tutta la catena produttiva.

CICLO PRODUTTIVO DEI BIOCARBURANTI

(1) Eni possiede al 100% la Green Refinery di Venezia e il sito industriale della ex Raffineria di Gela, dove un'altra bioraffineria è in corso di realizzazione.

(*) Il dato relativo alla capacità si riferisce alla capacità bilanciata in quota Eni nel 2018.

3. Logistica

Eni è uno dei principali operatori in Italia nello stoccaggio e nel trasporto di prodotti petroliferi disponendo di una struttura logistica integrata composta da una rete di oleodotti e da un sistema di 15 depositi di proprietà a gestione diretta distribuiti sul territorio nazionale. La logistica Eni è organizzata in tre hub (Italia meridionale, centrale e settentrionale), in modo da garantire elevati standard tecnici e di sicurezza oltre all'efficienza dei costi. Eni partecipa in 7 joint venture con i più importanti produttori petroliferi nazionali (Sigemi, Petroven, Seram, Disma, Seapad, Toscopetrol e Sarroch), con l'obiettivo di ridurre i costi e migliorare l'efficienza gestionale. Eni, inoltre, opera nel settore del trasporto di petrolio e di prodotti petroliferi: (i) via mare, mediante l'utilizzo di navi cisterna con contratti di noleggio spot e long-term; (ii) via terra, attraverso una rete di oleodotti della quale 1.149 chilometri in esercizio. La distribuzione secondaria dei prodotti per il mercato rete ed extrarete è affidata a società terze, proprietarie anche dei mezzi, selezionate come market leader nel proprio settore.

4. Ossigenati

Eni, attraverso la controllata Ecofuel (100% Eni), ha venduto 0,9 milioni di tonnellate/anno di ossigenati, principalmente eteri (circa il 3% della domanda mondiale, utilizzato per innalzare il numero di ottano nella benzina) e metanolo (utilizzato principalmente nella petrolchimica). La disponibilità di prodotto è assicurata per il 79% da produzioni proprie ottenute negli stabilimenti in Italia (Ravenna), in Arabia Saudita (in joint venture con Sabic) ed in Venezuela (in joint venture con Pequiven) e per il 21% da acquisti.

MARKETING

1. Rete Italia

In Italia, Eni è leader nella distribuzione rete di prodotti petroliferi con una quota di mercato del 24%, in lieve diminuzione rispetto al 2017 (24,3%). Nel 2018, le vendite sulla rete in Italia (5,91 milioni di tonnellate) sono in lieve diminuzione rispetto al 2017 (circa 100 mila tonnellate, -1,7%). L'erogato medio riferito a benzina e gasolio (1.589 mila litri) è sostanzialmente in linea rispetto al 2017. Al 31 dicembre 2018 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.223 stazioni di servizio con una riduzione di 87 unità rispetto al 31 dicembre 2017 (4.310 stazioni di servizio) per effetto 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).

2. Rete resto d'Europa

Le vendite rete nel resto d'Europa pari a 2,48 milioni di tonnellate hanno registrato una lieve riduzione del 2% rispetto al periodo di confronto, essenzialmente in Germania per l'evento occorso presso la raffineria di Bayernoil e in Francia. Al 31 dicembre 2018 la rete di distribuzione nel resto d'Europa è costituita da 1.225 stazioni di servizio, con un numero di distributori in diminuzione 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).

BUSINESS RETE ED EXTRARETE EUROPA - POSIZIONAMENTO DI ENI NEL 2018

3. Commercializzazione extrarete

Nel mercato extrarete, Eni commercializza carburanti e combustibili: GPL, nafta, benzina, gasolio, jet fuel, lubrificanti, oli combustibili e bitumi. I clienti sono i rivenditori, le imprese industriali, le società di servizi, gli Enti pubblici e le imprese municipalizzate e i consumatori finali (trasportatori, condomini, operatori del settore agricolo e della pesca, ecc.). Eni mette al servizio della clientela la propria esperienza nel campo dei carburanti e dei combustibili con una gamma di prodotti che copre tutte le esigenze del mercato. L'assistenza ai clienti e la distribuzione dei prodotti sono assicurate dalla capillare organizzazione commerciale e logistica presente su tutto il territorio nazionale articolata in una struttura diretta (uffici territoriali vendite) e una rete indiretta di agenti e rivenditori/concessionari.

Le vendite extrarete in Italia pari a 7,54 milioni di tonnellate sono sostanzialmente in linea rispetto al 2017, le minori vendite di gas sono compensate dai maggiori volumi commercializzati di altri prodotti. Le vendite al settore Petrolchimica (0,96 milioni di tonnellate) sono in aumento dell'11,6%.

Le vendite extrarete nel resto d'Europa, pari a 2,82 milioni di tonnellate, 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 altre vendite in Italia e all'estero (12,74 milioni di tonnellate) sono in leggero aumento di 0,06 milioni di tonnellate per effetto delle maggiori vendite ad altre società petrolifere.

L'attività di commercializzazione del GPL in Italia è supportata dalla produzione del circuito di raffinazione Eni, dalla disponibilità di 5 stabilimenti di imbottigliamento e un deposito secondario di proprietà e dall'importazione di prodotto sui 3 depositi costieri di Livorno, Napoli e Ravenna. Il GPL è utilizzato come combustibile per impianti di riscaldamento nonché nell'autotrazione. Nel 2018 la quota di mercato Eni sul mercato domestico è stata pari al 17,8%. All'estero, il mercato più rilevante per Eni è l'Ecuador, con una quota di mercato pari al 37,3%.

Eni dispone di 6 impianti per la produzione di lubrificanti finiti e grassi in Italia, Spagna, Germania, USA, Africa ed Estremo Oriente alcuni dei quali in compartecipazione. Con una gamma di prodotti composta da oltre 650 miscele differenti, Eni vanta un know-how tra i più elevati in campo internazionale nella formulazione di prodotti destinati sia all'autotrazione (oli motore, fluidi speciali e oli trasmissione) sia all'industria (sistemi idraulici, ingranaggi industriali, lavorazioni dei metalli). In Italia, Eni è leader nella produzione e nella commercializzazione di basi lubrificanti. La produzione di oli base è realizzata presso la raffineria di Livorno. Eni possiede anche uno stabilimento per la produzione di additivi per lubrificanti presso Robassomero (TO). Nel 2018 la quota di mercato detenuta da Eni nel segmento lubrificanti è stata pari al 19,06% in Italia, al 3% in Europa e all'1% su base mondiale. Eni distribuisce i propri prodotti in più di 80 paesi attraverso consociate, contratti di licensing e distributori.

Approvvigionamento di greggi

(milioni di tonnellate)	2018	2017	2016	2015	2014
Greggi equity	4,14	3,51	3,43	5,04	5,81
Altri greggi	18,48	20,77	19,92	19,76	17,21
Totale acquisti di greggi	22,62	24,28	23,35	24,80	23,02
Acquisti di semilavorati	0,65	0,96	1,35	1,66	2,02
Acquisti di prodotti	11,55	10,92	11,20	10,68	11,07
TOTALE ACQUISTI	34,82	36,16	35,90	37,14	36,11
Consumi per produzione di energia elettrica	(0,35)	(0,34)	(0,37)	(0,41)	(0,57)
Altre variazioni(a)	(1,27)	(1,76)	(1,92)	(1,22)	(0,62)
TOTALE DISPONIBILITÀ	33,20	34,06	33,61	35,51	34,92

(a) Include le variazioni delle scorte, i cali di trasporto, i consumi e le perdite.

Disponibilità di prodotti petroliferi

(milioni di tonnellate)	2018	2017	2016	2015	2014
ITALIA
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà	16,78	16,03	17,37	18,37	16,24
Lavorazioni in conto terzi	(1,03)	(0,34)	(0,27)	(0,38)	(0,58)
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi	4,93	5,46	4,51	4,73	4,26
Lavorazioni in conto proprio	20,68	21,15	21,61	22,72	19,92
Consumi e perdite	(1,38)	(1,36)	(1,53)	(1,52)	(1,33)
Prodotti disponibili da lavorazioni	19,30	19,79	20,08	21,20	18,59
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	7,50	6,74	6,28	6,22	7,19
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero	(0,54)	(0,46)	(0,39)	(0,48)	(0,72)
Consumi per produzione di energia elettrica	(0,35)	(0,34)	(0,37)	(0,41)	(0,57)
Prodotti venduti	25,91	25,73	25,60	26,53	24,49
TOTALE LAVORAZIONI GREEN	0,25	0,24	0,21	0,20	0,13
ESTERO
Lavorazioni in conto proprio	2,55	2,87	2,91	3,69	5,11
Consumi e perdite	(0,20)	(0,22)	(0,22)	(0,23)	(0,21)
Prodotti disponibili da lavorazioni	2,35	2,65	2,69	3,46	4,90
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	4,12	4,36	4,72	4,77	4,48
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia	0,54	0,46	0,40	0,48	0,72
Prodotti venduti	7,01	7,47	7,81	8,71	10,10
LAVORAZIONI IN CONTO PROPRIO IN ITALIA E ALL'ESTERO	23,23	24,02	24,52	26,41	25,03
di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity	4,14	3,51	3,43	5,04	5,81
VENDITE DI PRODOTTI PETROLIFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO	32,92	33,20	33,41	35,24	34,59
Vendite di greggi	0,28	0,86	0,20	0,27	0,33
TOTALE VENDITE	33,20	34,06	33,61	35,51	34,92

Produzioni e vendite per prodotto

(milioni di tonnellate)	2018	2017	2016	2015	2014
Produzioni:
Benzina	5,97	5,88	6,13	6,36	6,07
Gasolio	8,81	8,99	9,93	10,66	10,31
Jet fuel/Cherosene	1,60	1,43	1,49	1,51	1,45
Olio combustibile	2,25	2,60	2,43	2,46	2,04
GPL	0,42	0,56	0,39	0,44	0,49
Lubrificanti	0,59	0,46	0,44	0,54	0,54
Cariche petrolchimiche	0,72	0,97	1,46	1,86	1,67
Altri prodotti	1,28	1,56	0,49	0,84	0,92
Totale produzioni	21,64	22,44	22,77	24,67	23,49
Vendite:
Italia	25,91	25,73	25,60	26,53	24,48
Benzina	1,90	1,95	2,02	1,97	2,00
Gasolio	7,28	7,43	7,69	7,64	7,61
Jet fuel/Cherosene	1,98	1,96	1,82	1,60	1,59
Olio combustibile	0,07	0,08	0,13	0,12	0,12
GPL	0,58	0,59	0,58	0,58	0,59
Lubrificanti	0,08	0,08	0,08	0,08	0,09
Cariche petrolchimiche	0,96	0,86	1,02	1,17	0,89
Altri prodotti	13,06	12,78	12,26	13,37	11,59
Resto d'Europa	6,56	7,03	7,38	8,29	9,69
Benzina	1,30	1,21	1,27	1,51	1,80
Gasolio	3,16	3,29	3,44	3,98	4,48
Jet fuel/Cherosene	0,33	0,50	0,62	0,65	0,55
Olio combustibile	0,13	0,13	0,13	0,17	0,18
GPL	0,07	0,08	0,07	0,10	0,14
Lubrificanti	0,09	0,09	0,08	0,09	0,09
Altri prodotti	1,48	1,73	1,77	1,79	2,45
Extra Europa	0,45	0,44	0,43	0,42	0,42
GPL	0,44	0,43	0,42	0,41	0,41
Lubrificanti	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
Mondo
Benzina	3,20	3,16	3,29	3,48	3,80
Gasolio	10,44	10,72	11,13	11,62	12,09
Jet fuel/Cherosene	2,31	2,46	2,44	2,25	2,14
Olio combustibile	0,20	0,21	0,26	0,29	0,30
GPL	1,09	1,10	1,07	1,09	1,14
Lubrificanti	0,18	0,18	0,17	0,18	0,19
Cariche petrolchimiche	0,96	0,86	1,02	1,17	0,89
Altri prodotti	14,54	14,51	14,03	15,16	14,04
TOTALE VENDITE MONDO	32,92	33,20	33,41	35,24	34,59

Vendite di prodotti petroliferi per canale

	(milioni di tonnellate) 2018	2017	2016	2015	2014
Rete	5,91	6,01	5,93	5,96	6,14
Extrarete	7,54	7,64	8,16	7,84	7,57
	13,45	13,65	14,09	13,80	13,71
Petrolchimica	0,96	0,86	1,02	1,17	0,89
Altre vendite	11,50	11,22	10,49	11,56	9,89
Vendite in Italia	25,91	25,73	25,60	26,53	24,49
Rete resto d'Europa	2,48	2,53	2,66	2,93	3,07
Extrarete resto d'Europa	2,82	3,03	3,18	3,83	4,60
Extrarete mercati extra europei	0,47	0,45	0,43	0,43	0,43
Rete ed extrarete estero	5,77	6,01	6,27	7,19	8,10
Altre vendite	1,24	1,46	1,54	1,52	2,00
Vendite all'estero	7,01	7,47	7,81	8,71	10,10
TOTALE VENDITE	32,92	33,20	33,41	35,24	34,59

Vendite per prodotto/canale

(milioni di tonnellate)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	13,45	13,65	14,09	13,80	13,71
Vendite rete	5,91	6,01	5,93	5,96	6,14
Benzina	1,46	1,51	1,53	1,60	1,71
Gasolio	4,03	4,08	3,99	3,96	4,07
GPL	0,38	0,38	0,36	0,36	0,32
Altri prodotti	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
Vendite extrarete	7,54	7,64	8,16	7,84	7,57
Gasolio	3,25	3,36	3,70	3,69	3,54
Oli combustibili	0,07	0,08	0,14	0,12	0,12
GPL	0,20	0,21	0,22	0,22	0,28
Benzina	0,44	0,44	0,49	0,38	0,30
Lubrificanti	0,08	0,08	0,08	0,07	0,09
Bunker	0,80	0,85	1,01	1,07	0,91
Jet fuel	1,98	1,96	1,82	1,60	1,59
Altri prodotti	0,72	0,66	0,70	0,69	0,74
Estero (rete + extrarete)	5,77	6,01	6,27	7,19	8,10
Benzina	1,30	1,21	1,27	1,51	1,80
Gasolio	3,16	3,29	3,44	3,98	4,48
Jet fuel	0,33	0,50	0,62	0,65	0,56
Oli combustibili	0,14	0,13	0,13	0,17	0,18
Lubrificanti	0,09	0,10	0,10	0,10	0,10
GPL	0,50	0,51	0,49	0,51	0,55
Altri prodotti	0,25	0,27	0,22	0,27	0,43
TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE	19,22	19,66	20,36	20,99	21,81

Stazioni di servizio

	2018	2017	2016	2015	2014
Italia (numero)	4.223	4.310	4.396	4.420	4.592
Impianti ordinari	4.108	4.192	4.273	4.297	4.468
Impianti autostradali	115	118	123	123	124
Estero	1.225	1.234	1.226	1.426	1.628
Germania	471	478	472	472	469
Francia	155	157	156	154	160
Austria/Svizzera	599	599	598	604	591
Europa orientale				196	408
Impianti che commercializzano prodotti premium	4.675	4.488	4.405	4.466	4.949
di cui impianti che commercializzano Green Diesel	3.537	3.477	3.484
Impianti "Multi-Energy"	4	4	4	6	6
Impianti che commercializzano GPL e metano	1.043	1.050	1.073	1.176	1.206
Vendite non-oil (€ milioni)	144	144	146	143	151

Erogato medio

(migliaia di litri/numero stazioni di servizio)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	1.589	1.588	1.551	1.569	1.534
Germania	3.247	3.336	3.325	3.351	3.299
Francia	2.144	2.302	2.360	2.244	2.139
Austria/Svizzera	2.018	2.009	1.939	1.923	1.891
Europa orientale				1.802	1.979
Erogato medio complessivo	1.776	1.783	1.742	1.754	1.725

Quote di mercato in Italia

(%)	2018	2017	2016	2015	2014
Rete	24,0	24,3	24,3	24,5	25,6
Benzina	20,2	20,6	20,7	21,1	22,3
Gasolio	25,8	26,2	26,4	26,5	27,9
GPL (per autotrazione)	23,6	22,8	21,6	22,2	20,1
Lubrificanti	45,0	35,0	38,5	24,5	25,1
Extrarete	24,8	25,7	28,4	27,5	26,4
Gasolio	22,3	23,3	27,2	27,1	27,1
Oli combustibili	12,7	14,0	21,5	11,1	13,6
Bunker	24,7	27,2	33,8	40,8	39,1
Lubrificanti	18,8	19,3	20,4	19,4	23,2

Quote di mercato rete all'estero

(%)	2018	2017	2016	2015	2014
Centro Europa
Austria	12,3	12,4	12,4	12,6	12,1
Svizzera	7,8	7,8	8,3	8,3	7,3
Germania	3,2	3,3	3,3	3,3	3,2
Francia	0,8	0,8	0,9	0,8	0,8
Europa orientale
Ungheria				12,1	11,9
Repubblica Ceca				8,5	8,9
Slovacchia				9,1	9,5
Slovenia				2,4	2,4

Investimenti tecnici

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	661	463	363	349	466
Estero	65	63	58	59	71
	726	526	421	408	537
Raffinazione, supply e logistica	587	395	298	282	362
Italia	578	389	293	274	357
Estero	9	6	5	8	5
Marketing	139	131	123	126	175
Italia	83	74	70	75	109
Estero	56	57	53	51	66
TOTALE	726	526	421	408	537

CHIMICA

Eni attraverso Versalis opera nella produzione e nella commercializzazione di prodotti petrolchimici (chimica di base, intermedi, polietilene, stirenici ed elastomeri) potendo contare su una gam-

LA PRESENZA INTERNAZIONALE DI VERSALIS

ma di 310 brevetti, 14 siti produttivi, 6 centri di ricerca (Ferrara, Mantova, Novara, Porto Torres, Ravenna, Rivalta), nonché di una rete distributiva capillare ed efficiente in 26 paesi.

Rete commerciale Impianti produttivi 9 7 8 4 5 3 2 1 Crescentino Bioetanolo Mantova Intermedi Stirene Stirenici Ferrara Elastomeri Polietilene Ravenna Elastomeri Butadiene Porto Marghera Steam-cracker Aromatici Porto Torres Elastomeri (chimica da rinnovabili in JV) Ragusa Polietilene Priolo Steam-cracker Aromatici Brindisi Steam-cracker Butadiene Polietilene 1 2 3 4 5 6 7 8 9 6 Versalis Americas Houston Versalis UK Grangemouth Italia Versalis France Dunkerque Versalis Zeal Takoradi Lotte Versalis Elastomers Yeosu Versalis Pacific Trading Shanghai e Qingdao Dunastyr Budapest, Százhalombatta Versalis Deutschland Oberhausen Versalis International Bruxelles( *) Versalis Congo Pointe-Noire Versalis Pacific India Mumbai Versalis Singapore Singapore Versalis Kimya Istanbul

(*) Versalis International gestisce le attività delle branch commerciali europee (Francia, Regno Unito, Germania, Svizzera, Austria, Ungheria, Romania, Polonia, Repubblica Ceca, Slovacchia, Russia, Danimarca, Svezia, Spagna, Grecia), coordina le consociate in Turchia e negli Stati Uniti e fornisce servizi ad aziende manifatturiere in Francia, Germania, Ungheria e Regno Unito.

Nella chimica di base l'obiettivo principale del business è quello di garantire l'adeguata disponibilità di monomeri (etilene, butadiene e benzene) come feedstock per le produzioni a valle del processo: in particolare le olefine sono integrate principalmente con i business polietilene ed elastomeri, gli aromatici garantiscono la disponibilità di benzene necessaria agli intermedi utilizzati per la produzione di resine, fibre artificiali e polistiroli. Nei polimeri, Versalis è tra i principali produttori europei di elastomeri, dove è presente in quasi tutti i principali settori (in particolare nell'industria automobilistica), di polistiroli e di polietilene, il cui maggiore impiego è nell'ambito dell'imballaggio.

Versalis è inoltre impegnata nello sviluppo della chimica da fonti rinnovabili, attraverso una piattaforma tecnologica integrata. Nel novembre 2018 sono state acquisite le attività "bio" del Gruppo Mossi&Ghisolfi. Tale acquisizione consentirà attraverso l'impiego di una tecnologia per la conversione di biomasse in zuccheri di seconda generazione, di produrre biocarburanti "advanced" (ovvero ottenuti da materie prime non alimentari) e, potenzialmente, altri bio-intermedi chimici.

IL CICLO PRODUTTIVO

I materiali prodotti da Versalis si ottengono attraverso un ciclo produttivo che prevede diverse fasi di lavorazione. La virgin nafta, materia prima che deriva dalla raffinazione del petrolio, attraverso il processo dello steam-cracking subisce una scissione termica. Le molecole che la compongono si spezzano in molecole più semplici: i monomeri (etilene, propilene, butadiene, ecc.) e miscele di composti aromatici. I monomeri sono poi ricostituiti in molecole più complesse: i polimeri. Dai polimeri si ottengono: polietilene, stirenici ed elastomeri impiegati dalle aziende trasformatrici per realizzare numerosi prodotti di uso quotidiano utilizzati in un'infinità di applicazioni. Le miscele di composti aromatici, debitamente trattate, portano alla produzione degli intermedi, utilizzati nella preparazione di prodotti di uso quotidiano.

Versalis offre un portafoglio prodotti orientato a un mercato in continua evoluzione grazie a una strategia globale, il rafforzamento della ricerca e del licensing, e l'espansione internazionale. Versalis vanta competenze industriali e un'estesa gamma di tecnologie proprietarie, una rete commerciale capillare e l'attività di assistenza post-vendita.

Versalis è impegnata nello sviluppo di un modello di business in linea con i principi dell'economia circolare. Considera la circolarità come un driver strategico applicato ai processi e ai prodotti lungo tutto il loro ciclo di vita e sviluppa le sue iniziative secondo tre direttrici fondate sull'innovazione: la diversificazione del feedstock, l'eco-design, e lo sviluppo di tecnologie di riciclo dei polimeri.

Nell'ambito dell'espansione internazionale, particolare rilevanza assume la joint venture Lotte Versalis Elastomers (LVE), costituita con la sudcoreana Lotte Chemical, che ha avviato un complesso industriale per la produzione di elastomeri destinati ad applicazioni premium. Reti commerciali sono presenti negli Stati Uniti, in particolare nel campo degli elastomeri. In Ghana e Congo, Versalis ha un ruolo attivo nel settore Oil & Gas con il portafoglio degli oilfield chemicals.

Aree di business

Le vendite di prodotti petrolchimici di 4.938 mila tonnellate sono aumentate rispetto al 2017 (+292 mila tonnellate; pari al 6,3%). Gli incrementi più significativi sono stati registrati nelle olefine (+14,8%) e nei derivati (+20,4%), parzialmente compensati dalle minori vendite del polietilene (-6,3%) e degli elastomeri (-3,2%). I prezzi medi unitari nel business intermedi sono aumentati complessivamente del 7,1% rispetto al 2017, con le olefine e gli aromatici in aumento rispettivamente del 10,9% e del 4,2%. Nel business polimeri si è invece registrata una flessione del 2,4% rispetto al 2017.

Le produzioni di prodotti petrolchimici di 9.483 mila tonnellate sono aumentate di 528 mila tonnellate (+5,9%) per effetto principalmente delle maggiori produzioni del business degli intermedi (+8,1%) in particolare nei derivati (+17,6%); le produzioni di polimeri sono sostanzialmente stabili nonostante il miglioramento degli stirenici (+8,3%).

I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Porto Marghera (+22,9%) per il recupero della capacità produttiva a seguito della fermata avvenuta nel 2017, e nei siti di Szàzhalombatta, Mantova e Priolo. In calo la produzione presso i siti di Ferrara, Brindisi e Oberhausen per fermate non programmate nel corso del 2018.

La capacità produttiva nominale è in linea con il 2017. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 76,2% superiore al 2017 (72,8%).

Intermedi

La petrolchimica di base è uno degli assi portanti del business di Versalis in quanto origina prodotti destinati a rilevanti impieghi industriali quali il polietilene, polipropilene, PVC e polistirolo. Inoltre, vengono utilizzati nella produzione di altri intermedi petrolchimici che confluiscono, a loro volta, in produzioni diverse: plastiche, gomme, fibre, solventi e lubrificanti.

I ricavi degli intermedi (€2.401 milioni) sono aumentati del 20,8% (+€413 milioni rispetto al 2017) per effetto dell'incremento delle quotazioni dei prodotti petroliferi che sono riflesse nei prezzi medi unitari dei principali prodotti della business unit. Le vendite sono aumentate del 12,3%, in particolare l'etilene (+30,3%) e i derivati (+20,4%) per maggiore disponibilità di prodotto a seguito di fermate nel 2017. I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 7,1%, in particolare nelle olefine (+10,9%) e aromatici (+4,1%); in diminuzione i derivati (-9,3%). Le produzioni di intermedi (7.130 migliaia di tonnellate) sono aumentate dell'8,1% rispetto al 2017. Si registrano incrementi nei derivati (17,6%), negli aromatici (+8,3%) e nelle olefine (+7%).

Polimeri

Nel business dei polimeri Versalis è attiva nella produzione di:

• polietilene, che costituisce circa il 40% della produzione mondiale del volume totale di materie plastiche. Nello specifico il polietilene è un materiale plastico di base usato dalle industrie trasformatrici per realizzare un'ampia gamma di prodotti;
• stirenici, materiali polimerici a base stirenica utilizzati in un elevatissimo numero di settori applicativi attraverso diverse tecnologie di trasformazione. Le principali applicazioni riguardano imballaggi industriali e per alimenti, piccoli e grandi elettrodomestici, isolanti per edilizia, apparecchiature elettriche ed elettroniche, casalinghi, componenti per auto, giocattoli;
• elastomeri, polimeri che possiedono elasticità, ossia la capacità di riprendere la propria forma originaria dopo aver subito deformazioni anche di grande entità. La posizione di assoluto rilievo di Versalis in questo settore è sostenuta da un'ampia gamma di prodotti che trovano il loro impiego nei seguenti settori: pneumatici, calzature, adesivi,

componenti per edilizia, tubi, cavi elettrici, componenti e guarnizioni per auto, elettrodomestici; modificanti materie plastiche e bitumi, additivi per oli lubrificanti (elastomeri solidi); sottofondo tappeti, patinatura della carta, schiuma stampata (lattici sintetici). Versalis è uno dei maggiori produttori di elastomeri e lattici sintetici a livello mondiale.

I ricavi dei polimeri (€2.589 milioni) sono diminuiti del 5,2% (-€141 milioni rispetto al 2017) per effetto dei minori volumi di vendita (-2,5%) nonché della diminuzione dei prezzi medi unitari (-2,4%).

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

In diminuzione i volumi di vendita del polietilene (-6,4%) a causa dell'oversupply e la pressione competitiva da parte di flussi più economici provenienti da Medio Oriente e USA; si rileva una riduzione dei prezzi medi (-3,9%).

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

L'aumento dei volumi venduti degli stirenici (+5,8%) è attribuibile principalmente alle maggiori vendite di stirene (+21,1%), di polistirolo compatto (+8,2%) e di polistirolo espandibile (+5,3%); minori vendite di ABS/ SAN (-16%). Complessivamente in diminuzione i volumi venduti del business polietilene (-6,4%) con minori vendite di EVA (-16,1%), LDPE (-8,6%) e di LLDPE (-5,1%), mentre sono in aumento i volumi di HDPE (+2,2%).

Le produzioni di polimeri (2.353 migliaia di tonnellate) sono allineate al 2017 nonostante le minori produzioni di polietilene (-7,3%) ed elastomeri (-2,7%). Nel business stirenici si rilevano maggiori produzioni di stirene (+12,1%) e di HIPS (+11,7%).

Disponibilità di prodotti
---------------------------	--

	(migliaia di tonnellate)	2018	2017	2016	2015	2014
Intermedi		7.130	6.595	6.580	6.304	5.615
Polimeri		2.353	2.360	2.229	2.366	2.311
Produzioni		9.483	8.955	8.809	8.670	7.926
Consumi e perdite		(5.085)	(4.566)	(4.917)	(4.454)	(3.834)
Acquisti e variazioni rimanenze		540	257	853	597	589
TOTALE DISPONIBILITÀ		4.938	4.646	4.745	4.813	4.681
Intermedi		3.087	2.748	2.956	2.895	2.779
Polimeri		1.851	1.898	1.789	1.918	1.902
TOTALE VENDITE		4.938	4.646	4.745	4.813	4.681

Ricavi della gestione caratteristica per area geografica

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	2.292	2.201	1.930	2.154	2.565
Resto d'Europa	2.183	2.145	2.107	2.326	2.433
Asia	481	352	99	162	157
Americhe	109	93	53	61	105
Africa	58	57	7	13	10
Altre aree		3			14
	5.123	4.851	4.196	4.716	5.284

Ricavi della gestione caratteristica per prodotto

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Olefine	1.666	1.308	1.087	1.275	1.305
Aromatici	340	328	290	327	610
Derivati	365	352	311	297	394
Elastomeri	665	699	539	543	628
Stirenici	749	723	647	764	745
Polietilene	1.175	1.308	1.194	1.383	1.428
Altro	163	133	128	126	174
	5.123	4.851	4.196	4.716	5.284

Investimenti tecnici

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
	151	203	243	220	282
di cui:
- manutenzione	21	46	34	33	26
- efficienza impiantistica	84	114	162	141	161
- HSE	26	34	37	36	30
- recupero energetico	2	2	5	3	28

DATI ECONOMICO-FINANZIARI

Conto economico

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Ricavi della gestione caratteristica	75.822	66.919	55.762	72.286	98.218
Altri ricavi e proventi	1.116	4.058	931	1.252	1.079
Totale ricavi	76.938	70.977	56.693	73.538	99.297
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	(56.037)	(52.461)	(44.124)	(56.848)	(77.404)
Costo lavoro	(3.093)	(2.951)	(2.994)	(3.119)	(2.929)
Totale costi operativi	(59.130)	(55.412)	(47.118)	(59.967)	(80.333)
Altri proventi (oneri) operativi	129	(32)	16	(485)	145
Ammortamenti	(6.988)	(7.483)	(7.559)	(8.940)	(7.676)
Svalutazioni (riprese di valore) nette	(866)	225	475	(6.534)	(1.270)
Radiazioni	(100)	(263)	(350)	(688)	(1.198)
Utile (perdita) operativo	9.983	8.012	2.157	(3.076)	8.965
Proventi (oneri) finanziari	(971)	(1.236)	(885)	(1.306)	(1.167)
Proventi (oneri) netti su partecipazioni	1.095	68	(380)	105	476
Utile (perdita) prima delle imposte	10.107	6.844	892	(4.277)	8.274
Imposte sul reddito	(5.970)	(3.467)	(1.936)	(3.122)	(6.466)
Tax rate (%)	59,1	50,7			78,1
Utile (perdita) netto - continuing operations	4.137	3.377	(1.044)	(7.399)	1.808
di competenza:
- azionisti Eni	4.126	3.374	(1.051)	(7.952)	1.720
- interessenze di terzi	11	3	7	553	88
Utile (perdita) netto - discontinued operations			(413)	(1.974)	(949)
di competenza:
- azionisti Eni			(413)	(826)	(417)
- interessenze di terzi				(1.148)	(532)
Utile (perdita) netto	4.137	3.377	(1.457)	(9.373)	859
di competenza:
- azionisti Eni	4.126	3.374	(1.464)	(8.778)	1.303
- interessenze di terzi	11	3	7	(595)	(444)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni - continuing operations	4.126	3.374	(1.051)	(7.952)	1.720
Esclusione (utile) perdita di magazzino	69	(156)	(120)	782	1.008
Esclusione special item	388	(839)	831	8.487	1.471
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations	4.583	2.379	(340)	1.317	4.199
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni - discontinued operations				(642)	(343)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni	4.583	2.379	(340)	675	3.856

Stato patrimoniale

(€ milioni)	31 dic. 2018	31 dic. 2017	31 dic. 2016	31 dic. 2015	31 dic. 2014
Capitale immobilizzato
Immobili, impianti e macchinari	60.302	63.158	70.793	68.005	75.991
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	1.217	1.283	1.184	909	1.581
Attività immateriali	3.170	2.925	3.269	3.034	4.420
Partecipazioni	7.963	3.730	4.316	3.513	5.187
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	1.314	1.698	1.932	2.273	1.881
Debiti netti relativi all'attività di investimento	(2.399)	(1.379)	(1.765)	(1.284)	(1.971)
	71.567	71.415	79.729	76.450	87.089
Capitale di esercizio netto
Rimanenze	4.651	4.621	4.637	4.579	7.555
Crediti commerciali	9.520	10.182	11.186	12.616	19.709
Debiti commerciali	(11.645)	(10.890)	(11.038)	(9.605)	(15.015)
Debiti tributari e fondo imposte netto	(1.104)	(2.387)	(3.073)	(4.137)	(3.330)
Fondi per rischi e oneri	(11.886)	(13.447)	(13.896)	(15.375)	(15.882)
Altre attività (passività) di esercizio	(860)	287	1.171	1.827	222
	(11.324)	(11.634)	(11.013)	(10.095)	(6.741)
Fondi per benefici ai dipendenti	(1.117)	(1.022)	(868)	(1.123)	(1.313)
Discontinued operations e attività destinate alla vendita e connesso indebitamento netto	236	236	14	9.048	291
CAPITALE INVESTITO NETTO	59.362	58.995	67.862	74.280	79.326
Patrimonio netto
di competenza: - azionisti Eni	51.016	48.030	53.037	55.493	63.186
- interessenze di terzi	57	49	49	1.916	2.455
	51.073	48.079	53.086	57.409	65.641
Indebitamento finanziario netto	8.289	10.916	14.776	16.871	13.685
COPERTURE	59.362	58.995	67.862	74.280	79.326

Rendiconto finanziario riclassificato

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Utile (perdita) netto - continuing operations	4.137	3.377	(1.044)	(7.399)	1.808
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari	7.657	8.720	7.773	17.216	10.898
- plusvalenze nette su cessioni di attività	(474)	(3.446)	(48)	(577)	(224)
- dividendi, interessi e imposte	6.168	3.650	2.229	3.215	6.600
Variazione del capitale di esercizio	1.632	1.440	2.112	4.781	2.199
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati	(5.473)	(3.624)	(3.349)	(4.361)	(6.812)
Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations	13.647	10.117	7.673	12.875	14.469
Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations				(1.226)	273
Flusso di cassa netto da attività operativa	13.647	10.117	7.673	11.649	14.742
Investimenti tecnici - continuing operations	(9.119)	(8.681)	(9.180)	(10.741)	(11.178)
Investimenti tecnici - discontinued operations				(561)	(694)
Investimenti tecnici	(9.119)	(8.681)	(9.180)	(11.302)	(11.872)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	(244)	(510)	(1.164)	(228)	(408)
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni	1.242	5.455	1.054	2.258	3.684
Altre variazioni relative all'attività di investimento	942	(373)	465	(1.351)	435
Free cash flow	6.468	6.008	(1.152)	1.026	6.581
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa	(357)	341	5.271	(300)	(414)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti	320	(1.712)	(766)	2.126	(628)
Flusso di cassa del capitale proprio	(2.957)	(2.883)	(2.885)	(3.477)	(4.434)
Variazione area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità e disponibilità relative alle discontinued operations	18	(65)	(3)	(780)	78
FLUSSO DI CASSA NETTO	3.492	1.689	465	(1.405)	1.183
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo	12.111	8.458	5.386	8.510	12.805

Variazione indebitamento finanziario netto

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Free cash flow	6.468	6.008	(1.152)	1.026	6.581
Debiti e crediti finanziari società acquisite	(18)				(19)
Debiti e crediti finanziari società disinvestite	(499)	261	5.848	83
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni	(367)	474	284	(818)	(850)
Flusso di cassa del capitale proprio	(2.957)	(2.883)	(2.885)	(3.477)	(4.434)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	2.627	3.860	2.095	(3.186)	1.278

Ricavi della gestione caratteristica

	(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production		25.744	19.525	16.089	21.436	28.488
Gas & Power		55.690	50.623	40.961	52.096	73.434
Refining & Marketing e Chimica		25.216	22.107	18.733	22.639	28.994
Corporate e altre attività		1.589	1.462	1.343	1.468	1.429
Elisioni di consolidamento		(32.417)	(26.798)	(21.364)	(25.353)	(34.181)
		75.822	66.919	55.762	72.286	98.218

Ricavi da terzi

	(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production		9.943	7.131	6.378	9.321	11.870
Gas & Power		43.109	39.846	32.063	42.179	59.183
Refining & Marketing e Chimica		22.594	19.771	17.128	20.632	26.952
Corporate e altre attività		176	171	193	154	159
Effetto eliminazione utili interni						54
		75.822	66.919	55.762	72.286	98.218

Ricavi per area geografica di destinazione

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	25.279	21.925	21.280	24.405	29.234
Resto dell'Unione Europea	20.408	19.791	15.808	20.730	29.298
Resto dell'Europa	7.052	5.911	4.804	7.125	11.975
Americhe	5.051	5.154	3.212	4.217	5.763
Asia	9.585	7.523	5.619	9.086	12.840
Africa	8.246	6.428	4.865	6.482	8.786
Altre aree	201	187	174	241	322
Totale estero	50.543	44.994	34.482	47.881	68.984
	75.822	66.919	55.762	72.286	98.218

Ricavi per area geografica di origine

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	51.733	45.764	37.515	47.287	66.763
Resto dell'Unione Europea	8.004	7.772	7.899	9.996	12.470
Resto dell'Europa	2.496	2.096	1.560	2.561	3.215
Americhe	3.627	3.986	2.257	2.893	10.024
Asia	1.165	616	862	1.687	3.528
Africa	8.599	6.504	5.496	7.630	1.912
Altre aree	198	181	173	232	306
Totale estero	24.089	21.155	18.247	24.999	31.455
	75.822	66.919	55.762	72.286	98.218

Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi

	(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci		41.125	35.907	27.783	39.812	60.987
Costi per servizi		10.625	12.228	12.727	13.197	12.414
Costi per godimento di beni di terzi		1.820	1.684	1.672	2.205	2.655
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri		1.120	886	505	644	340
Oneri per variazione prezzi di vendita su operazioni overlifting e underlifting			145	240	278	409
Altri oneri		1.130	931	666	528	424
a dedurre:
incrementi di immobilizzazioni per lavori interni		(198)	(233)	(315)	(423)	(319)
		55.622	51.548	43.278	56.241	76.910

Corrispettivi di revisione contabile e dei servizi diversi dalla revisione

(€ migliaia)	2018	2017	2016	2015	2014
Revisione contabile	25.349	23.193	21.433	33.752	27.607
Servizi di audit	1.568	1.712	1.874	1.138	1.287
Servizi di consulenza fiscale				3	11
Altro		12
	26.917	24.917	23.307	34.893	28.905

Costo lavoro

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Salari e stipendi	2.409	2.447	2.491	2.648	2.590
Oneri sociali	448	441	445	453	445
Oneri per programmi a benefici ai dipendenti	220	113	81	85	73
Altri costi	170	162	202	182	160
a dedurre:
incrementi per lavori interni	(154)	(212)	(225)	(249)	(339)
	3.093	2.951	2.994	3.119	2.929

Ammortamenti, svalutazioni (riprese di valore) nette e radiazioni

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	6.152	6.747	6.772	8.080	6.916
Gas & Power	408	345	354	363	335
Refining & Marketing e Chimica	399	360	389	454	381
Corporate e altre attività	59	60	72	71	70
Effetto eliminazione utili interni	(30)	(29)	(28)	(28)	(26)
Totale ammortamenti	6.988	7.483	7.559	8.940	7.676
Exploration & Production	726	(158)	(700)	5.212	851
Gas & Power	(71)	(146)	81	152	25
Refining & Marketing e Chimica	193	54	104	1.150	380
Corporate e altre attività	18	25	40	20	14
Svalutazioni (riprese di valore) nette	866	(225)	(475)	6.534	1.270
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette	7.854	7.258	7.084	15.474	8.946
Radiazioni	100	263	350	688	1.198
	7.954	7.521	7.434	16.162	10.144

Utile operativo per settore

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	10.214	7.651	2.567	(959)	10.727
Gas & Power	629	75	(391)	(1.258)	64
Refining & Marketing e Chimica	(380)	981	723	(1.567)	(2.811)
Corporate e altre attività	(691)	(668)	(681)	(497)	(518)
Effetto eliminazione utili interni	211	(27)	(61)	1.205	1.503
	9.983	8.012	2.157	(3.076)	8.965

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE (NON-GAAP MEASURE)

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

Utile operativo e utile netto adjusted

L'utile operativo e l'utile netto adjusted sono ottenuti escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported gli special item e l'utile/perdita di magazzino, nonché, nella determinazione dell'utile netto dei settori di attività, gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto. Ai fini della determinazione dei risultati adjusted dei settori, sono classificati nell'utile operativo gli effetti economici relativi agli strumenti finanziari derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze di cambio di traduzione. L'effetto fiscale correlato alle componenti escluse dal calcolo dell'utile netto adjusted è determinato sulla base della natura di ciascun componente di reddito oggetto di esclusione, con l'eccezione degli oneri/proventi finanziari per i quali è applicata convenzionalmente l'aliquota statutory delle società italiane.

Gli oneri/proventi finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto esclusi dall'utile netto adjusted di settore sono rappresentati dagli oneri finanziari sul debito finanziario lordo e dai proventi sulle disponibilità e sugli impieghi di cassa non strumentali all'attività operativa. Pertanto restano inclusi nell'utile netto adjusted di settore gli oneri/proventi finanziari correlati con gli asset finanziari operati dal settore, in particolare i proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa e gli oneri finanziari derivanti dall'accretion discount di passività rilevate al valore attuale (in particolare le passività di smantellamento e ripristino siti nel settore Exploration & Production).

Utile/perdita di magazzino

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

Special item

Le componenti reddituali sono classificate tra gli special item, se significative, quando: (i) derivano da eventi o da operazioni il cui accadimento risulta non ricorrente, ovvero da quelle operazioni o fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività; (ii) derivano da eventi o da operazioni non rappresentativi della normale attività del business, come nel caso degli oneri di ristrutturazione e ambientali, nonché di oneri/proventi connessi alla valutazione o alla dismissione di asset, anche se si sono verificati negli esercizi precedenti o è probabile si verifichino in quelli successivi; oppure (iii) differenze e derivati in cambi sono relativi alla gestione commerciale e non finanziaria, come avviene in particolare per i derivati in cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity. In tal caso gli stessi, ancorché gestiti unitariamente sul mercato, sono riclassificati nell'utile operativo adjusted variando corrispondentemente gli oneri/proventi finanziari. In applicazione della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006, le componenti reddituali derivanti da eventi o da operazioni non ricorrenti sono evidenziate, quando significative, distintamente nei commenti del management e nell'informativa finanziaria. Inoltre, sono classificati tra gli special item gli strumenti derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting (inclusa la porzione inefficace dei derivati di copertura), nonché quella dei derivati impliciti nelle formule prezzo di alcuni contratti di fornitura gas di lungo termine del settore Exploration & Production.

Leverage

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

Gearing

Il gearing è calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e il capitale investito netto e misura quanta parte del capitale investito netto è finanziata con il ricorso ai mezzi di terzi.

Flusso di cassa netto adjusted ante variazione circolante

Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino e certe componenti straordinarie.

Free cash flow

Il Free cash flow è la misura che consente il collegamento tra il rendiconto finanziario, che esprime la variazione delle disponibilità liquide tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario obbligatorio, e la variazione dell'indebitamento finanziario netto tra inizio e fine periodo dello schema di rendiconto finanziario riclassificato. Il "free cash flow" rappresenta l'avanzo o il deficit di cassa che residua dopo il finanziamento degli investimenti e chiude alternativamente: (i) sulla variazione di cassa di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi di cassa relativi ai debiti/attivi finanziari (accensioni/rimborsi di crediti/debiti finanziari), al capitale proprio (pagamento di dividendi/acquisto netto di azioni proprie/apporti di capitale), nonché gli effetti sulle disponibilità liquide ed equivalenti delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze cambio da conversione; (ii) sulla variazione dell'indebitamento finanziario netto di periodo, dopo che sono stati aggiunti/sottratti i flussi relativi al capitale proprio, nonché gli effetti sull'indebitamento finanziario netto delle variazioni dell'area di consolidamento e delle differenze di cambio da conversione.

Indebitamento finanziario netto

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

ROACE (Return On Average Capital Employed) adjusted

Indice di rendimento del capitale investito, calcolato come rapporto tra l'utile netto adjusted prima degli interessi di terzi azionisti aumentato degli oneri finanziari netti correlati all'indebitamento finanziario netto, dedotto il relativo effetto fiscale, e il capitale investito netto medio.

Coverage

Misura di equilibrio finanziario, calcolato come rapporto tra utile operativo e gli oneri finanziari netti.

Current 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 dalle società di rating per valutare la sostenibilità del debito. Rappresenta il rapporto tra il flusso di cassa netto da attività operativa e l'indebitamento finanziario netto, detraendo dai debiti finanziari le disponibilità liquide e gli impieghi finanziari non funzionali all'attività operativa.

Net Debt/EBITDA adjusted

Net Debt/EBITDA adjusted è un rapporto tra l'ammontare di reddito disponibile per ripagare il debito prima di dedurre interessi, imposte, ammortamenti 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 Oil & Gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Oil and Gas Topic 932) e i volumi venduti.

Opex per boe

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

Finding & Development cost per boe

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

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

2018	(€ milioni)	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	e altre attività Corporate	Effetto eliminazione utili interni	GRUPPO
Utile (perdita) operativo		10.214	629	(380)	(691)	211	9.983
Esclusione (utile) perdita di magazzino				234		(138)	96
Esclusione degli special item:
oneri ambientali		110	(1)	193	23		325
svalutazioni (riprese di valore) nette		726	(71)	193	18		866
plusvalenze nette su cessione di asset		(442)		(9)	(1)		(452)
accantonamenti a fondo rischi		360		21	(1)		380
oneri per incentivazione all'esodo		26	122	8	(1)		155
derivati su commodity			(156)	23			(133)
differenze e derivati su cambi		(6)	112	1			107
altro		(138)	(92)	96	47		(87)
Special item dell'utile (perdita) operativo		636	(86)	526	85		1.161
Utile (perdita) operativo adjusted		10.850	543	380	(606)	73	11.240
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(366)	(4)	11	(697)		(1.056)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		285	9	(2)	5		297
Imposte sul reddito(a)		(5.814)	(238)	(151)	333	(17)	(5.887)
Tax rate (%)		54,0	43,4	38,8			56,2
Utile (perdita) netto adjusted		4.955	310	238	(965)	56	4.594
di competenza:
- interessenze terzi							11
- azionisti Eni							4.583
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni							4.126
Esclusione (utile) perdita di magazzino							69
Esclusione special item							388
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							4.583

2017	(€ milioni)	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	e altre attività Corporate	Effetto eliminazione utili interni	GRUPPO
Utile (perdita) operativo		7.651	75	981	(668)	(27)	8.012
Esclusione (utile) perdita di magazzino				(213)		(6)	(219)
Esclusione degli special item:
oneri ambientali		46		136	26		208
svalutazioni (riprese di valore) nette		(154)	(146)	54	25		(221)
plusvalenze nette su cessione di asset		(3.269)		(13)	(1)		(3.283)
accantonamenti a fondo rischi		366			82		448
oneri per incentivazione all'esodo		19	38	(6)	(2)		49
derivati su commodity			157	(11)			146
differenze e derivati su cambi		(68)	(171)	(9)			(248)
altro		582	261	72	(4)		911
Special item dell'utile (perdita) operativo		(2.478)	139	223	126		(1.990)
Utile (perdita) operativo adjusted		5.173	214	991	(542)	(33)	5.803
Proventi (oneri) finanziari netti(a)		(50)	10	5	(699)		(734)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)		408	(9)	19	22		440
Imposte sul reddito(a)		(2.807)	(163)	(352)	178	17	(3.127)
Tax rate (%)		50,8	75,8	34,7			56,8
Utile (perdita) netto adjusted		2.724	52	663	(1.041)	(16)	2.382
di competenza:
- interessenze terzi							3
- azionisti Eni							2.379
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni							3.374
Esclusione (utile) perdita di magazzino							(156)
Esclusione special item							(839)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							2.379

2016 (€ milioni)	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	e altre attività Corporate	Effetto eliminazione utili interni	GRUPPO	DISCONTINUED OPERATIONS	OPERATIONS CONTINUING
Utile (perdita) operativo	2.567	(391)	723	(681)	(61)	2.157		2.157
Esclusione (utile) perdita di magazzino		90	(406)		141	(175)		(175)
Esclusione degli special item:
oneri ambientali		1	104	88		193		193
svalutazioni (riprese di valore) nette	(684)	81	104	40		(459)		(459)
radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti	7					7		7
plusvalenze nette su cessione di asset	(2)		(8)			(10)		(10)
accantonamenti a fondo rischi	105	17	28	1		151		151
oneri per incentivazione all'esodo	24	4	12	7		47		47
derivati su commodity	19	(443)	(3)			(427)		(427)
differenze e derivati su cambi	(3)	(19)	3			(19)		(19)
altro	461	270	26	93		850		850
Special item dell'utile (perdita) operativo	(73)	(89)	266	229		333		333
Utile (perdita) operativo adjusted	2.494	(390)	583	(452)	80	2.315		2.315
Proventi (oneri) finanziari netti(a)	(55)	6	1	(721)		(769)		(769)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)	68	(20)	32	(6)		74		74
Imposte sul reddito(a)	(1.999)	74	(197)	188	(19)	(1.953)		(1.953)
Tax rate (%)	79,7		32,0			120,6		120,6
Utile (perdita) netto adjusted	508	(330)	419	(991)	61	(333)		(333)
di cui:
- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi						7		7
- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni						(340)		(340)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni						(1.464)	413	(1.051)
Esclusione (utile) perdita di magazzino						(120)		(120)
Esclusione special item						1.244	(413)	831
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni						(340)		(340)

2018

									Discontinued operations
2015 (€ milioni)	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	e altre attività Corporate	& Costruzioni Ingegneria	Effetto eliminazione utili interni	GRUPPO	& Costruzioni Ingegneria	infragruppo Elisioni	TOTALE	CONTINUING OPERATIONS	vs. discontinued operations elisioni intercompany Ripristino	CONTINUING OPERATIONS - su base standalone
Utile (perdita) operativo		(959) (1.258) (1.567)		(497)	(694)		(23) (4.998)	694	1.228		1.922 (3.076)		(4.304)
Esclusione (utile) perdita di magazzino		132	877			127	1.136				1.136		1.136
Esclusione degli special item:
oneri ambientali			137	88			225				225		225
svalutazioni (riprese di valore) nette	5.212	152	1.150	20	590		7.124	(590)		(590)	6.534		6.534
radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti	169						169				169		169
plusvalenze nette su cessione di asset	(403)		(8)	4	1		(406)	(1)		(1)	(407)		(407)
accantonamenti a fondo rischi		226	(5)	(10)			211				211		211
oneri per incentivazione all'esodo	15	6	8	1	12		42	(12)		(12)	30		30
derivati su commodity	12	90	68		(6)		164	6	(6)		164		170
differenze e derivati su cambi	(59)	(9)	5				(63)				(63)		(63)
altro	195	535	30	25			785				785		785
Special item dell'utile (perdita) operativo	5.141	1.000	1.385	128	597		8.251	(597)	(6)	(603)	7.648		7.654
Utile (perdita) operativo adjusted	4.182	(126)	695	(369)	(97)	104	4.389	97	1.222	1.319		5.708 (1.222)	4.486
Proventi (oneri) finanziari netti(a)	(272)	11	(2)	(686)	(5)		(954)	5	24	29	(925)	(24)	(949)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)	254	(2)	69	285	17		623	(17)		(17)	606		606
Imposte sul reddito(a)	(3.173)	(51)	(250)	107	(212)		(47) (3.626)	212	(53)		159 (3.467)		53 (3.414)
Tax rate (%)	76,2		32,8				89,4				64,3		82,4
Utile (perdita) netto adjusted	991	(168)	512	(663)	(297)	57	432	297	1.193	1.490		1.922 (1.193)	729
di cui: - utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi							(243)			848	605		(74)
- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							675			642	1.317	(679)	803
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni							(8.778)				826 (7.952)		(514) (7.952)
Esclusione (utile) perdita di magazzino							782				782		782
Esclusione special item							8.671			(184)	8.487		8.487
Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations													(514)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							675			642	1.317		803

En
i
Fa
ct
Bo
ok
20
18

								Discontinued operations
2014 (€ milioni)	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	e altre attività Corporate	& Costruzioni Ingegneria	Effetto eliminazione utili interni	GRUPPO	& Costruzioni Ingegneria	infragruppo Elisioni	TOTALE	CONTINUING OPERATIONS	vs. discontinued operations elisioni intercompany Ripristino	CONTINUING OPERATIONS - su base standalone
Utile (perdita) operativo	10.727		64 (2.811)	(518)	18	398	7.878	(18)	1.105	1.087	8.965		7.860
Esclusione (utile) perdita di magazzino		(119)	1.746			(167)	1.460				1.460		1.460
Esclusione degli special item:
oneri ambientali			138	41			179				179		179
svalutazioni (riprese di valore) nette radiazioni pozzi esplorativi per abbandono	853	25	380	14	420		1.692	(420)		(420)	1.272		1.272
progetti
plusvalenze nette su cessione di asset	(70)		43	3	2		(22)	(2)		(2)	(24)		(24)
accantonamenti a fondo rischi	(5)	(42)		12	25		(10)	(25)		(25)	(35)		(35)
oneri per incentivazione all'esodo	24	9	(4)	(25)	5		9	(5)		(5)	4		4
derivati su commodity	(28)	(38)	41		9		(16)	(9)	9		(16)		(25)
differenze e derivati su cambi	6	205	18				229				229		229
altro	172	64	37	30			303				303		303
Special item dell'utile (perdita) operativo	952	223	653	75	461		2.364	(461)	9	(452)	1.912		1.903
Utile (perdita) operativo adjusted	11.679	168	(412)	(443)	479		231 11.702	(479)	1.114			635 12.337 (1.114) 11.223
Proventi (oneri) finanziari netti(a)	(273)	7	(12)	(564)	(6)		(848)	6	40	46	(802)	(40)	(842)
Proventi (oneri) su partecipazioni(a)	333	49	64	(156)	21		311	(21)		(21)	290		290
Imposte sul reddito(a)	(7.170)	(138)	41	311	(185)		(79) (7.220)	185	(51)		134 (7.086)		51 (7.035)
Tax rate (%)	61,1	61,6			37,4		64,7				59,9		65,9
Utile (perdita) netto adjusted	4.569	86	(319)	(852)	309	152	3.945	(309)	1.103	794		4.739 (1.103)	3.636
di cui:
- utile (perdita) netto adjusted delle interessenze di terzi							89			451	540	(627)	(87)
- utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							3.856			343	4.199	(476)	3.723
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni							1.303			417	1.720		1.720
Esclusione (utile) perdita di magazzino							1.008				1.008		1.008
Esclusione special item							1.545			(74)	1.471		1.471
Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations													(476)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							3.856			343	4.199		3.723

Dettaglio degli special item

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Special item dell'utile (perdita) operativo	1.161	(1.990)	333	8.251	2.364
- oneri ambientali	325	208	193	225	179
- svalutazioni (riprese di valore) nette	866	(221)	(459)	7.124	1.692
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti			7	169
- plusvalenze nette su cessione di asset	(452)	(3.283)	(10)	(406)	(22)
- accantonamenti a fondo rischi	380	448	151	211	(10)
- oneri per incentivazione all'esodo	155	49	47	42	9
- derivati su commodity	(133)	146	(427)	164	(16)
- differenze e derivati su cambi	107	(248)	(19)	(63)	229
- ripristino ammortamenti Eni Norge	(375)
- altro	288	911	850	785	303
Oneri (proventi) finanziari	(85)	502	166	292	203
di cui:
- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo	(107)	248	19	63	(229)
Oneri (proventi) su partecipazioni	(798)	372	817	488	(189)
di cui:
- plusvalenza da cessione	(909)	(163)	(57)	(33)	(159)
- svalutazioni (riprese di valore) di partecipazioni	67	537	896	506	(38)
Imposte sul reddito	110	277	(72)	(7)	(300)
di cui:
- svalutazione netta imposte anticipate imprese italiane	99		170	880	976
- altri proventi netti di imposta					(824)
- adeguamento fiscalità differite su PSA					69
- svalutazioni nette imposte differite estero upstream			6	860
- riforma fiscale Stati Uniti		115
- fiscalità su special item dell'utile (perdita) operativo e altro	11	162	(248)	(1.747)	(521)
Totale special item dell'utile (perdita) netto	388	(839)	1.244	9.024	2.078
di competenza:
- interessenze di terzi				353	533
- azionisti Eni	388	(839)	1.244	8.671	1.545

Utile operativo adjusted per settore

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	10.850	5.173	2.494	4.182	11.679
Gas & Power	543	214	(390)	(126)	168
Refining & Marketing e Chimica	380	991	583	695	(412)
Corporate e altra attività	(606)	(542)	(452)	(369)	(443)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato	73	(33)	80	1.326	1.345
	11.240	5.803	2.315	5.708	12.337

Utile netto adjusted per settore

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	4.955	2.724	508	991	4.569
Gas & Power	310	52	(330)	(168)	86
Refining & Marketing	238	663	419	512	(319)
Corporate e altre attività	(965)	(1.041)	(991)	(663)	(852)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidamento	56	(16)	61	1.250	1.255
	4.594	2.382	(333)	1.922	4.739
di cui:
Utile (perdita) netto adjusted di terzi azionisti	11	3	7	605	540
Utile (perdita) netto adjusted di competenza degli azionisti Eni	4.583	2.379	(340)	1.317	4.199

Proventi (oneri) finanziari netti

	(€ milioni) 2018	2017	2016	2015	2014
Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto	(627)	(834)	(726)	(814)	(802)
- Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo temine	(685)	(751)	(757)	(838)	(871)
- Interessi attivi verso banche		18 12	15	19	19
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading		32 (111)	(21)	3	24
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa		8 16	37	2	26
Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati	(307)	837	(482)	160	165
- Strumenti finanziari derivati su valute	(329)	809	(494)	96	51
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse		22 28	(12)	31	46
- Opzioni			24	33	68
Differenze di cambio		341 (905)	676	(354)	(415)
Altri proventi (oneri) finanziari	(430)	(407)	(459)	(464)	(278)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa		132 128	143	120	74
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount)	(249)	(264)	(312)	(291)	(293)
- Altri proventi (oneri) finanziari	(313)	(271)	(290)	(293)	(59)
	(1.023)	(1.309)	(991)	(1.472)	(1.330)
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale		52 73	106	166	163
	(971)	(1.236)	(885)	(1.306)	(1.167)

Proventi (oneri) netti su partecipazioni

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Plusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto	409	124	77	150	188
Minusvalenza da valutazione con il metodo del patrimonio netto	(430)	(353)	(370)	(615)	(77)
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	22	163	(14)	164	160
Dividendi	231	205	143	402	385
Utilizzi (accantonamenti) netti del fondo copertura perdite per valutazione con il metodo del patrimonio netto	(47)	(38)	(33)	(6)	(1)
Altri proventi (oneri) netti	910	(33)	(183)	10	(179)
	1.095	68	(380)	105	476

Immobilizzazioni materiali

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Immobilizzazioni materiali lorde
Exploration & Production	151.046	152.608	165.559	154.064	135.385
Gas & Power	5.441	5.333	6.276	6.169	5.985
Refining & Marketing e Chimica	25.424	24.554	24.119	23.818	23.425
Ingegneria & Costruzioni					13.657
Corporate e altra attività	1.973	1.866	1.886	1.854	2.201
Effetto eliminazione utili interni	(600)	(584)	(568)	(656)	(572)
	183.284	183.777	197.272	185.249	180.081
Immmobilizzazioni materiali nette
Exploration & Production	53.535	56.833	64.428	61.495	60.683
Gas & Power	1.391	1.379	1.692	1.882	1.985
Refining & Marketing e Chimica	5.300	4.929	4.642	4.664	5.653
Ingegneria & Costruzioni					7.616
Corporate e altre attività	386	341	368	418	452
Effetto eliminazione utili interni	(310)	(324)	(337)	(454)	(398)
	60.302	63.158	70.793	68.005	75.991

Investimenti

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	7.901	7.739	8.254	9.980	10.156
Gas & Power	215	142	120	154	172
Refining & Marketing e Chimica	877	729	664	628	819
Corporate e altre attività	143	87	55	64	113
Effetto eliminazione utili interni	(17)	(16)	87	(85)	(82)
Investimenti tecnici - continuing operations	9.119	8.681	9.180	10.741	11.178
Investimenti tecnici - discontinued operations				561	694
Investimenti tecnici	9.119	8.681	9.180	11.302	11.872
Investimenti in partecipazioni	(244)	(510)	(1.164)	228	408
Investimenti	8.875	8.171	8.016	11.530	12.280

Investimenti tecnici per area geografica di localizzazione

(€ milioni)	2018	2017	2016	2015	2014
Italia	1.424	1.090	1.163	1.303	1.730
Resto dell'Unione Europea	267	316	331	444	571
Resto dell'Europa	538	387	460	1.101	1.346
Africa	4.533	5.699	5.004	5.009	4.658
America	534	278	233	674	1.039
Asia	1.782	898	1.978	2.186	1.717
Altre aree	41	13	11	24	117
Totale estero	7.695	7.591	8.017	9.438	9.448
Investimenti tecnici - continuing operations	9.119	8.681	9.180	10.741	11.178
Italia				17	27
Resto dell'Unione Europea				264	256
Resto dell'Europa				50	32
Africa				11	31
America				53	126
Asia				140	187
Altre aree				26	35
Totale estero				544	667
Investimenti tecnici - discontinued operations				561	694
Investimenti tecnici	9.119	8.681	9.180	11.302	11.872

Indebitamento finanziario netto

	(€ milioni)	Debiti finanziari e obbligazioni	Disponibilità liquide ed equivalenti	Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa	Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	Totale
2018
Breve termine		5.783	(10.836)	(6.552)	(188)	(11.793)
Lungo termine		20.082				20.082
		25.865	(10.836)	(6.552)	(188)	8.289
2017
Breve termine		4.528	(7.363)	(6.219)	(209)	(9.263)
Lungo termine		20.179				20.179
		24.707	(7.363)	(6.219)	(209)	10.916
2016
Breve termine		6.675	(5.674)	(6.404)	(385)	(5.788)
Lungo termine		20.564				20.564
		27.239	(5.674)	(6.404)	(385)	14.776
2015
Breve termine		8.396	(5.209)	(5.028)	(685)	(2.526)
Lungo termine		19.397				19.397
		27.793	(5.209)	(5.028)	(685)	16.871
2014
Breve termine		6.575	(6.614)	(5.037)	(555)	(5.631)
Lungo termine		19.316				19.316
		25.891	(6.614)	(5.037)	(555)	13.685

PERSONALE

Personale a fine periodo

	(numero)	2018	2017	2016	2015	2014
Exploration & Production	Italia	4.531	4.510	4.608	4.572	4.534
	Estero	7.114	7.460	7.886	8.249	8.243
		11.645	11.970	12.494	12.821	12.777
Gas & Power	Italia	2.089	2.282	2.032	2.023	2.067
	Estero	951	2.031	2.229	2.461	2.494
		3.040	4.313	4.261	4.484	4.561
Refining & Marketing e Chimica	Italia	8.740	8.580	8.577	8.635	9.286
	Estero	2.396	2.336	2.281	2.360	2.598
		11.136	10.916	10.858	10.995	11.884
Corporate e altre attività	Italia	5.642	5.501	5.693	5.650	5.320
	Estero	238	234	229	246	304
		5.880	5.735	5.922	5.896	5.624
Totale occupazione a fine periodo	Italia	21.002	20.873	20.910	20.880	21.207
	Estero	10.699	12.061	12.626	13.316	13.639
		31.701	32.934	33.536	34.196	34.846

Dettaglio per qualifica

(numero)	2018		2017		2016		2015		2014
	controllate	joint operations	controllate	joint operations	controllate	joint operations	controllate	joint operations	controllate	joint operations
Dirigenti	1.008	17	990	17	1.000	17	1.036	18	1.052	16
Quadri	9.147	80	9.043	88	9.135	109	9.185	110	8.996	107
Impiegati	15.839	369	16.600	352	16.842	390	17.519	378	17.850	379
Operai	4.956	285	5.562	282	5.756	287	5.649	301	6.142	304
Totale	30.950	751	32.195	739	32.733	803	33.389	807	34.040	806

DATI INFRANNUALI

Principali dati economico-finanziari(a)

				2018					2017
	(€ milioni)	I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Ricavi della gestione caratteristica		17.932	18.139	19.695	20.056	75.822	18.047	15.643	15.684	17.545	66.919
Utile (perdita) operativo		2.399	2.639	3.449	1.496	9.983	2.111	563	998	4.340	8.012
Utile (perdita) operativo adjusted:		2.380	2.564	3.304	2.992	11.240	1.834	1.019	947	2.003	5.803
Exploration & Production		2.085	2.742	3.095	2.928	10.850	1.415	845	1.046	1.867	5.173
Gas & Power		322	108	71	42	543	338	(146)	(193)	215	214
Refining & Marketing e Chimica		77	67	93	143	380	189	352	337	113	991
Corporate e altre attività		(162)	(169)	(102)	(173)	(606)	(115)	(160)	(151)	(116)	(542)
Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni		58	(184)	147	52	73	7	128	(92)	(76)	(33)
Utile (perdita) netto(b)		946	1.252	1.529	399	4.126	965	18	344	2.047	3.374
- continuing operations		946	1.252	1.529	399	4.126	965	18	344	2.047	3.374
- discontinued operations
Investimenti tecnici		2.541	1.961	1.830	2.787	9.119	2.831	2.092	1.570	2.188	8.681
Investimenti in partecipazioni		37	94	26	87	244	36	14	453	7	510
Indebitamento finanziario netto a fine periodo		11.278	9.897	9.005	8.289	8.289	14.931	15.467	14.965	10.916	10.916

(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.

(b) Di competenza Eni.

Dati di scenario

		2018				2017
	I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Prezzo medio del greggio Brent dated(a)	66,76	74,35	75,27	67,76	71,04	53,78	49,83	52,08	61,39	54,27
Cambio medio EUR/USD(b)	1,229	1,191	1,163	1,141	1,181	1,065	1,101	1,175	1,177	1,130
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated	54,32	62,40	64,72	59,37	60,15	50,51	45,25	44,34	52,14	48,03
Standard Eni Refining Margin (SERM)(c)	3,0	4,1	4,5	3,4	3,7	4,2	5,3	6,4	4,3	5,0

(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.

(b) Fonte BCE.

(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.

			2016					2015
(€ milioni)	I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Ricavi della gestione caratteristica	13.344	13.416	13.195	15.807	55.762	21.038	20.279	15.903	15.066	72.286
Utile (perdita) operativo	105	220	192	1.640	2.157	1.770	1.605	248	(6.699)	(3.076)
Utile (perdita) operativo adjusted:	583	188	258	1.286	2.315	1.795	1.823	943	1.147	5.708
Exploration & Production	95	355	644	1.400	2.494	1.080	1.585	919	598	4.182
Gas & Power	285	(229)	(374)	(72)	(390)	294	31	(469)	18	(126)
Refining & Marketing e Chimica	177	156	175	75	583	121	105	335	134	695
Corporate e altre attività	(90)	(126)	(118)	(118)	(452)	(89)	(123)	(56)	(101)	(369)
Effetto eliminazione degli utili interni e altre elisioni	116	32	(69)	1	80	389	225	214	498	1.326
Utile (perdita) netto(b)	(796)	(446)	(562)	340	(1.464)	832	(97)	(790)	(8.723)	(8.778)
- continuing operations	(383)	(446)	(562)	340	(1.051)	787	498	(783)	(8.454)	(7.952)
- discontinued operations	(413)				(413)	45	(595)	(7)	(269)	(826)
Investimenti tecnici	2.455	2.424	2.051	2.250	9.180	2.684	3.150	2.210	2.697	10.741
Investimenti in partecipazioni	1.124	28	6	6	1.164	61	47	63	57	228
Indebitamento finanziario netto a fine periodo	12.222	13.814	16.008	14.776	14.776	15.140	16.477	18.414	16.871	16.871

Principali dati economico-finanziari(a)

(a) I dati infrannuali non sono oggetto di revisione contabile.

(b) Di competenza Eni.

Dati di scenario

(b) Fonte BCE.

(a) In USD per barile. Fonte: Platt's Oilgram.

(c) In USD per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto dei bilanci materia e delle rese in prodotti delle raffinerie.

			2016				2015
	I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.			I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Prezzo medio del greggio Brent dated(a)	33,89	45,57	45,85		49,46	43,69	53,97	61,92	50,26	43,69	52,46
Cambio medio EUR/USD(b)	1,102	1,129	1,116		1,079	1,107	1,126	1,105	1,112	1,095	1,110
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated	30,75	40,36	41,08		45,84	39,47	47,93	56,04	45,20	39,90	47,26
Standard Eni Refining Margin (SERM)(c)	4,2	4,6	3,3		4,7	4,2	7,6	9,1	10,0	6,6	8,3

Principali dati operativi

		2018							2017
		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Produzione di petrolio	(mgl barili/giorno)	885	881	886	897	887	832	827	885	861	852
Produzione di gas naturale	(mln mc/giorno)	152	152	142	151	149	149	146	142	159	149
Produzione di idrocarburi	(mgl boe/giorno)	1.867	1.863	1.803	1.872	1.851	1.795	1.771	1.803	1.892	1.816
Italia		144	142	132	134	138	154	100	136	146	134
Resto d'Europa		218	186	181	193	194	202	218	174	163	189
Africa Settentrionale		442	417	368	358	396	483	453	455	542	483
Egitto		259	290	324	327	300	224	226	230	240	230
Africa Sub-Sahariana		348	354	346	377	356	302	345	374	365	347
Kazakhstan		139	135	134	162	143	142	136	118	130	132
Resto dell'Asia		151	176	186	198	178	93	108	137	139	119
America		142	144	109	99	123	172	164	160	144	160
Australia e Oceania		24	19	23	24	23	23	21	19	23	22
Produzione idrocarburi venduta	(mln boe)	156,9	158,6	152,3	157,2	625,0	151,3	149,7	156,3	165,0	622,3
Vendite di gas naturale a terzi	(mld mc)	19,98	16,03	15,20	16,38	67,59	20,64	16,54	15,16	19,00	71,34
Autoconsumo di gas naturale		1,59	1,34	1,58	1,60	6,11	1,59	1,40	1,55	1,64	6,18
Vendite a terzi e autoconsumo		21,57	17,37	16,78	17,98	73,70	22,23	17,94	16,71	20,64	77,52
Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni)		0,87	0,71	0,69	0,74	3,01	1,05	0,69	0,73	0,84	3,31
Totale vendite e autoconsumi di gas naturale		22,44	18,08	17,47	18,72	76,71	23,28	18,63	17,44	21,48	80,83
Vendite di energia elettrica	(TWh)	9,22	8,49	9,46	9,90	37,07	9,37	8,39	8,91	8,66	35,33
Vendite di prodotti petroliferi:	(mln ton)	7,87	8,19	8,33	8,53	32,92	7,93	8,25	8,56	8,46	33,19
Rete Italia		1,40	1,48	1,54	1,48	5,90	1,42	1,54	1,56	1,49	6,01
Extrarete Italia		1,68	1,89	1,98	1,99	7,54	1,68	1,98	2,04	1,94	7,64
Rete resto d'Europa		0,59	0,63	0,66	0,61	2,49	0,58	0,65	0,68	0,62	2,53
Extrarete resto d'Europa		0,69	0,78	0,74	0,61	2,82	0,68	0,78	0,79	0,77	3,02
Extrarete altro estero		0,11	0,12	0,12	0,12	0,47	0,11	0,11	0,11	0,12	0,45
Altre vendite		3,40	3,29	3,29	3,72	13,70	3,46	3,19	3,38	3,52	13,54

				2016					2015
		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.		I trim.	II trim.	III trim.	IV trim.
Produzione di petrolio	(mgl barili/giorno)	890	852	864	906	878	860	903	868	998	908
Produzione di gas naturale	(mln mc/giorno)	134	133	131	147	136	130	132	130	138	133
Produzione di idrocarburi	(mgl boe/giorno)	1.754	1.715	1.710	1.856	1.759	1.697	1.754	1.703	1.884	1.760
Italia		154	96	125	159	133	165	173	168	169
Resto d'Europa		190	188	187	240	201	186	181	182	192
Africa Settentrionale		450	478	453	464	462	459	457	455	524
Egitto		166	173	185	216	185	179	224	192	160
Africa Sub-Sahariana		343	350	330	334	339	342	343	336	343
Kazakhstan		118	90	103	133	111	100	98	82	100
Resto dell'Asia		132	141	133	103	127	109	113	117	201
America		178	174	171	184	177	128	140	148	170
Australia e Oceania		23	25	23	23	24	29	25	23	25
Produzione idrocarburi venduta	(mln boe)	151,5	147,5	148,5	161,1	608,6	144,5	153,6	149,8	166,2
Vendite di gas naturale a terzi	(mld mc)	21,01	18,51	17,03	20,69	77,24	23,47	20,38	18,30	20,07
Autoconsumo di gas naturale		1,53	1,31	1,60	1,66	6,10	1,54	1,28	1,51	1,55
Vendite a terzi e autoconsumo		22,54	19,82	18,63	22,35	83,34	25,01	21,66	19,81	21,62
Vendite di gas naturale delle società collegate (quota Eni)		0,75	0,66	0,65	0,91	2,97	0,61	0,73	0,68	0,76
Totale vendite e autoconsumi di gas naturale		23,29	20,48	19,28	23,26	86,31	24,84	21,57	19,78	21,53
Vendite di energia elettrica	(TWh)	9,45	8,64	9,17	9,79	37,05	8,47	8,35	9,00	9,06	34,88
Vendite di prodotti petroliferi:	(mln ton)	7,69	8,70	8,65	8,37	33,40	8,36	9,43	8,85	8,60
Rete Italia		1,37	1,50	1,59	1,47	5,93	1,36	1,51	1,58	1,51
Extrarete Italia		1,84	2,01	2,23	2,08	8,16	1,69	1,99	2,17	1,99
Rete resto d'Europa		0,63	0,71	0,72	0,61	2,66	0,69	0,79	0,77	0,68
Extrarete resto d'Europa		0,70	0,81	0,83	0,84	3,18	1,08	0,98	0,90	0,87
Extrarete altro estero		0,10	0,11	0,11	0,11	0,43	0,10	0,11	0,11	0,11
Altre vendite		3,05	3,57	3,17	3,26	13,05	3,44	4,05	3,33	3,43

Principali dati operativi

TABELLA DI CONVERSIONE DELL'ENERGIA

Petrolio

						(densità media di riferimento 32,35 ° API, densità relativa 0,8636)
1 barile	(bbl)	158,987	l petrolio(a) 0,159 m3	petrolio	162,602	m3 gas			5.458	ft3 gas
					5.800.000	btu
1 barile/g	(bbl/g)	~50	t/anno
1 metro cubo	(m3 )	1.000	l petrolio	6,47 bl	1.033	m3 gas			36.481	ft3 gas
1 tonnellata equivalente di petrolio	(tep)	1.160,49	l petrolio	7,299 bl	1,161	m3 petrolio	1.187	m3 gas	41.911	ft3 gas

Gas

1 metro cubo	(m3 )	0,976		l petrolio 0,00647 bbl	35.314,67	btu			35.315	ft3 gas
1.000 piedi cubi	(ft3 )	27,637		l petrolio 0,1742 bbl	1.000.000	btu	27,317	m3 gas	0,02386	tep
1.000.000 british thermal unit	(btu)	27,4	l petrolio	0,17 bbl	0,027	m3 petrolio	28,3	m3 gas	1.000	ft3 gas
1 tonnellata di GNL	(tGNL)	1,2	tep	8,9 bbl0	52.000.000	btu			52.000	ft3 gas

Energia elettrica

1 megawattora = 1.000 kWh	(MWh)	93,532	l petrolio 0,5883 bbl	0,0955	m3 petrolio	94,488	m3 gas	3.412,14	ft3 gas
1 terajoule	(Tj)	25.981,45	l petrolio 163,42 bbl	25,9814	m3 petrolio	26.939,46	m3 gas	947.826,7	ft3 gas
1.000.000 kilocalorie	(kcal)	108,8	l petrolio 0,68 bbl0	0,109	m3 petrolio	112,4	m3 gas	3.968,3	ft3 gas

(a) l petrolio: litri di petrolio.

Fattori di conversione delle masse

	chilogrammo (kg)	libbra (lb)	tonnellata metrica (t)
kg	1	2,2046	0,001
lb	0,4536	1	0,0004536
t	1.000	22.046	1

Fattori di conversione delle lunghezze

	metro (m)	pollice (in)	piede (ft)	yarda (yd)
m	1	39,37	3,281	1,093
in	0,0254	1	0,0833	0,0278
ft	0,3048	12	1	0,3333
yd	0,9144	36	3	1

Fattori di conversione dei volumi

	piede cubo (ft3 )	barile (bbl)	litro (l)	metro cubo (m3 )
ft3	1	0	28,32	0,02832
bbl	5,458	1	159	0,158984
l	0,035315	0,0065	1	0,001
m3	35,31485	6,2898	10 3	1

Eni SpA

Sede Legale

Piazzale Enrico Mattei, 1 - Roma - Italia Capitale Sociale al 31 dicembre 2018: € 4.005.358.876,00 interamente versato Registro delle Imprese di Roma, codice fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006

Altre Sedi

Via Emilia, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia Piazza Ezio Vanoni, 1 - San Donato Milanese (MI) - Italia

Pubblicazioni

Relazione Finanziaria Annuale redatta ai sensi dell'art. 154-ter c. 1 del D.Lgs. 58/1998 Annual Report Annual Report on Form 20-F redatto per il deposito presso la US Securities and Exchange Commission Fact Book (in italiano e in inglese) Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno redatta ai sensi dell'art. 154-ter c. 2 del D.Lgs. 58/1998 Interim consolidated report as of June 30 Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari redatta ai sensi dell'art. 123-bis del D.Lgs. 58/1998 (in italiano e in inglese) Relazione sulla Remunerazione redatta ai sensi dell'art. 123-ter del D.Lgs. 58/1998 (in italiano e in inglese)

ENI IN 2018 – Summary Annual Review (in inglese) ENI FOR 2018 – Sustainability Report (in italiano e in inglese)

Sito internet

www.eni.com

Centralino +39-0659821

Numero verde 800940924

Casella email segreteriasocietaria.azionisti@eni.com

Ufficio rapporti con gli investitori

Piazza Ezio Vanoni, 1 - 20097 San Donato Milanese (MI) Tel. +39-0252051651 - Fax +39-0252031929 e-mail: investor.relations@eni.com

Layout, impaginazione e supervisione K-Change - Roma

Stampa Varigrafica Alto Lazio – Viterbo