Eni

243 BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OILAGAS PREVISTE DALLA SEC

DIGITAL
SIGN

PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)

									83192 838
PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)

		Resto	Africa .		Africa	Egitto Sub-Saharlana Kazakhstan	Resto dell'Asia	America	Australla e Oceania	Totale
(milioni di barili)	ltalla		d'Europa Settentrionale
2017
Società consolldate Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	454	281	800	767	307	163		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	ਵੇਰੇ	29	73		31	29	(ea)	19	(1)	191
Miglioramenti di recupero assistito		1	6							23
Estensioni e nuove scoperte		103	1		18					129
Produzione	(20)	(37)	(28)	(Se)	(90)	(30)	(19)	(23)	(1)	(304)
Cessioni				(3)	(e)					(a)
Riserve al 31 dicembre 2017	215	380	476	280	764	786	232	162		3.262

Società In Joint venture e collegate								140		168
Riserve al 31 dicembre 2016			13		। ਟੇ					43
di cul: sviluppate			13					22		125
non sviluppate								118
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime					(2)					(1)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)		(1)			(ટો		(7)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017			12		12			136		160
Riserve al 31 dicembre 2017	215	380	488	280	776	786	232	288	7	3.422
	183	STA	318	203	552	547	81	169	5	2.263
Sviluppate consolidate	169	219	306	203	546	547	81	144	5	2.220
			12		6			25		43
joint venture e collegate	46	141	170	55	224	219	151	129	2	1.159
Non sviluppate	46	141	170	77	518	219	151	18	2	1.042
consolidate joint venture e collegate								111		117

BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OILAGAS PREVISTE DALLA SEC 244

8 3 1 9 2 (839

		Resto	Africa		Africa Egitto Sub-Sahariana Kazakhstan		Resto dell'Asla	America	Australla e Oceania	Totale
(milioni di barili) 2016			Italia d'Europa Settentrionale
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	ર્ક રેટ	126	149	9	2.100
non sviluppate	57	68	182	97	276	416	136	40		1.272
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	(32)	(4)	19	(56)	113	20	73	(1)		160
Miglioramenti di recupero assistito		1	1							S
Estensioni e nuove scoperte		2		8						11
Produzione	(17)	40)	(61)	(28)	(a)	(24)	(28)	(ડર)	(1)	(315)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017	176	264	454	281	803	767	307	183	a	3.230
Società in joint venture e collegate			13		16			128		187
Riserve al 31 dicembre 2015			13		6			29		48
di cui: sviluppote					10			129		139
non sviluppate
Acquisizioni Revisioni di precedenti stime					(1)			(13)		(13)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)					(ട)		6
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016			13		15			140		168
Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	467	SBA	824	767	307	303	ਰ	3.398
Sviluppate	135	228	300	205	215	દર્દ	124	165	8	2.233
consolidate	132	228	287	205	507	ટર્દ	124	143	8	2.190
joint venture e collegate			13		8			22		43
Non sviluppate	44	રેક	167	76	300	211	183	138	1	1.165
consolidate	44	રેક	167	76	302	211	183	20	1	1.040
inint venture e collegate					7			118		125

BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OILAGAS PREVISTE DALLA SEC

245

8 3 1 9 2 860

								83 192 860
(milioni di barili)		Resto	Africa	Africa Italla d'Europa Settentrionale Sub-Saharlana Kazakhstan		Resto dell'Asia	America	Australla e Oceania	Totale
2015
Socletà consolidate Riserve al 31 dicembre 2014	243	331	776	739	697	131	147	13	3.077
di cui: sviluppote	184	174	521	470	306	64	118	12	1.847
non sviluppate	59	157	255	269	381	67	31	1	1.230
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime	10		139	143	94	159	64	(2)	612
Miglioramenti di recupero assistito			2						2
Estensioni e nuove scoperte			S	14			6		22
Produzione	(SE)	(31)	(98)	(a3)	(20)	(28)	(28)	(2)	(325)
Cessioni				(IE)					(18)
Riserve al 31 dicembre 2015	228	305	8 251	787	771	262	189	C	3.372
Società in Joint venture e collegate Riserve al 31 dicembre 2014			14	17		1	117		149
			13				26		46
di cui: sviluppate				10 1			ਰ 1		103
non sviluppate
Acquisizioni				(1)			45		44
Revisioni di precedenti stime
Miglioramenti di recupero assistito Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(1)			(1)	(4)		(e)
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
	171	237	દર્શને દેશના પાસની દિવસ તાલુકામાં આવેલું એક ગામના લોકોનો મુખ્ય વ્યવસાય ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામનાં મુખ્યત્વે ખેત	517	325	126	178	9	2.148
Sviluppate consolidate	171	237	542	511	રેક	126	149	9	2.100
			13	6			29		48
joint venture e collegate	57	68	279	288	416	136	189		1.411
Non sviluppate	57	68	279	276	416	136	40		1.272
consolidate joint venture e collegate				10			129		138

8 3 1 9 2 841

gas naturale

		Resto Italia . d'Europa	Africa Settentrionale		Africa Egitto Sub-Saharlana	Kazakhstan	Resto dell'Asla	America	Australia e Oceania	Totale
milioni di metri cubi) 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		815		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: sviluppote			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)		(azo)		(114)	(2.795)		(3.871)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017			371		9.879		41	21.503		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	27962	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	3.581	54.158	82.882	63.2 (1	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

BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OIL&GAS PREVISTE DALLA SEC 247

8 3 1 9 2 8 42

Eni Batin Edition

(milioni di metri cubi) 2016		Resto	Africa Italia d'Europa Settentrionale		Africa Egitto Sub-Saharlana Kazakhstan		Resto dell'Asla	America	Australla e Oceania	Totale
Società consolidate									21.793	404.961
Riserve al 31 dicembre 2015	36.905	29.594	109.064	26.817	76.856	66.649	24.864	12.419
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	59.650	3.533	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				134,980			421			135.412
Produzione	(4.883)	5.200	(16.528)	(6.191)	(4.811)	(2.634)	(2.547)	(2.659)	(1.181)	46.6341
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					10.967		359	101.399		113.088
Riserve al 31 dicembre 2015			363				260	36.691		39.690
di cui: sviluppate			363		2.376		ਰੇਰੇ	64.708		73.398
non sviluppate					8.591
Acquisizioni							(15)	(ISE)		(283)
Revisioni di precedenti stime			102		(244)
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperto										(3.188)
Produzione			(27)		(302)		(185)	(2.640)
Cessioni								98.633		109.617
Riserve al 31 dicembre 2016			414		10.421		149		20.964	632.412
Riserve al 31 dicembre 2016	27.648	24.889	106.286	156.316	062888	70.349	28.544	108.626	15,822	315.691
Sviluppate	23.925	22.674	49.468	22.630	49.696	63.391	8.080	60.025	15.822	261.756
consolidate	23.925	22.674	49.054	22.630	46.769	63.391	7.911	9.580		ટેક વિક્રિક
joint venture e collegate			414		2.927		149	50.445
Non sviluppate	3.723	2.215	56.818	133.686	39.094	8 0 38	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
inint venture e collegate					7.494			48.188		55.682

.83 192 803

		Resto	Africa	Africa		Resto		Australla
milioni di metri cubi)				Italla d'Europa Settentrionale Sub-Saharlana	Kazakhstan	dell'Asla	America	e Oceania	Totale
2015
Società consolldate 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	90,000	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				(aa)			(109)		(208)
Riserve al 31 dicembre 2015	305 86	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
			415	2.540		273	145		3.373
di cui: sviluppate				7.417		237	94.798		102.456
non sviluppate
Acquisizioni			(3)	1.019		ਰੇ 8	7.168		8.282
Revisioni di precedenti stime Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			(રિઝ)	(a)		(249)	(712)		(1.023)
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2015			363	10.967		ਤ ਤੇ ਰ	101.399		113.088
Riserve al 31 dicembre 2015	506 96	29.594	136.244	87.823	66.649	25.223	113.818	21.793	518.049
	29.757	26.034	7.031	41.743	51.832	5.485	47.240	16.562	291.684
Sviluppate 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
	7.148	3.560	63.213	46.080	14.817	19.738	66.578	5.231	226.365
Non sviluppate consolidate	7.148	3.560	63.213	37.489	14.817	19.639	1.870	5.231	152.967
inint venture e collegate				8.591		ਰੇਰੇ	64.708		73.398

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

l futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili dalla produzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamente al 2017, 2016 e 2015. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati né le possibili variazioni future dei prezzi, né i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi.

Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri.

I costi futuri di produzione includono le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includono i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell'installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'abbandono dei pozzi e delle attrezzature, sulla base dei costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calcolate in accordo con la normativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.

ll valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrolio e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Il valore standard non pretende di riflettere la stima del valore di realizzo o di mercato delle riserve certe di Eni. Una stima del valore di mercato considera, tra le altre cose, oltre alle riserve certe, anche le riserve probabili e possibili, cambiamenti futuri di costi e prezzi e un fattore di sconto rappresentativo dei rischi inerenti alle attività di esplorazione e produzione.

Il valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati si analizza per area geografica come segue:

€ milioni)		Resto	Africa " Italla d'Europa : Settentrionale		Africa Egitto Sub-Sahariana · Kazakhstan · dell'Asla		Resto	America	Australla e Oceania	Totalel
1 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)	(290)	(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 sul reddito future	(82a)	(4.490)	(10.836)	(5.709)	(6.418)	(3.970)	(757)	(eaa)	(303)	(34.041)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	4.446	3.823	0.930	12.798	13.406	16.514	3.722	2.144	1.382	68.185
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	(1.633)	(1.050)	(4.566)	(6.698)	(5.430)	(9.172)	(1.239)	(277)	(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	36.88
Società in Joint venture
e collegate Entrate di cassa future			245		2.062		11	10.797		13.115
Costi futuri di produzione			(119)		(930)		(e)	(3.291)		(4.346)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			(1)		(ee)			(535)		(eos)
Flusso di cassa netto futuro prima delle imposte sul reddito			125		1.066		5	6.97		8.167
Imposte sul reddito future			(21)		(57)		(1)	(2.459)		(2.538)
Flusso di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione			104		1.009		4	4.512		5.629
Valore dell'attualizzazione altasso del 10%			(50)		(471)			(2.475)		(Saak)
Valore standard attualizzato dei flussi di cassa futuri			ਟੇਡ		538		4	2.037	1 35-1.4 1.0.07	2.833
Totale	2.813	2.772	5.418	6.100	8.514	7.342	2.487	3.404	1775	39.626

83192 | 845

ltalla	Resto	Africa		Africa		Resto dell'Asla	America	Australia e Oceanla	Totale

9.627	12.898	30.847	33.524	38.271	26.903	12.263	5.789	2.815	172.937
(4.136)	(5.240)	(7.481)	(7.927)	(13.913)	(9.247)				155.035
(3.641)	(3.575)	(5.904)	(6.981)	(9.392)	(3.268)	(5.047)	(1.313)	(270)	(39.391)
1.850	4.083	17.462	18.616	14.966	14.388	3.758	1.541	1.887	78.511
(237)	(1.308)	(9.253)	(5.941)	(4.525)	(2.596)				(25.452)
1 613	2.775	8.209	12.675	10.441	13.792	2.765	1.243	1.546	53.059
(241)	(385)	(4.060)	8.055	(4.594)	(6.536)	(1.266)	(201)	(724)	(26.342)
1.372	2.410	4.149		5.847	5.256	1.499	742	822	26.717
		259		2.429		33	16.430		19.151 (5.751)
		(143)
		(1)		(64)			(1.186)		(1.251)
				1.391		13	10.830		12.149
						(4)	(3.667)		(3.807)

		04		1.276		O	8.983		8.342
		(46)					(4.441)		(5.221)
									3.121
		4.197						822	29 838
		1.372	d'Europa Settentrionale 115 (21) 48 2.410		4.620 4.620	Egitto Sub-Saharlana Kazakhstan (974) (115) (734) 542 6.389	(3.498) (as3) (20) G 1.508 5.256	(5.935) (298) (4.614)	(୧୧୫) (341) 2.522 3.264

E milioni)		Resto .	Africa '	Africa Italia d'Europa Settentrionale Sub-Saharlana Kazakhstan		Resto " dell'Asia	America	Australia e Oceania	Totale
1 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	3.386	2.497	102.763
Imposte sul 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 del flussi di cassa futuri	3.732	3.593	10.413	6.912	6.392	972	1.483	992	34.469
Società in joint venture e collegate Entrate di cassa future			313	3.047		85	18.519		21.964 (6.600)
Costi futuri di produzione			(177)	(1.021)		(32)	(5.370)		(2.240)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			ાંટો	વિટી		(22)	(2.118)
Flusso di cassa netto futuro			131	1.931		31	11.031		13.124
prima delle imposte sul reddito Imposte sul 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			ਵੰਡ	664		19	2.585		3.321
del flussi di cassa futuri Totale	3.732	3.593	10.466	7.576	6.392	ggri	4.048	ਰਵੀਣ	37.790

EP Start & Littlennis | Substation | Substands | Ing

BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OILEGAS PREVISTE DALLA SEC 251

8 3 1 9 2 846

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2017, 2016 e 2015.

		Società In
	Società	Joint venture
(E milioni)	consolldate	e collegate	Totale
2017
Valore al 31 dicembre 2016	26.717	3.121	888888
Aumenti (diminuzioni):	(14.125)	(432)	(14.557)
· vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	23.940	1.482	25.422
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	1.697		1.697
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	(2.817)	495	(2.322)
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	7.203	45	7.248
· costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	5.269	(2.285)	2.984
- revisioni delle quantità stimate			4.302
· effetto dell'attualizzazione	3.884	438
· variazione netta delle imposte sul reddito	(6.498)	238	(6.260) 10
· acquisizioni di riserve	10
· cessioni di riserve	(2.995)		(5.995)
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	(5.272)	(469)	(5.741)
Saldo aumenti (diminuzioni)	10,276	(488)	9.788
Valore al 31 dicembre 2017	36.993	2.633	39.626

2016
Valore al 31 dicembre 2015	34.469	3.321	37.790
Aumenti (diminuzioni):	(11.222)		(11.269)
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione		(347)	(26.313)
- variazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	(24.727)	(1.586)	4.563
· estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	4.563		(1.707)
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(2.357)	850	7.729
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	7.578	121	2.709
· revisioni delle quantità stimate	2.840	(131)
- effetto dell'attualizzazione	5.705	514	6.219
- variazione netta delle imposte sul reddito	9.200	386	a.286
· acquisizioni di riserve
- cessioni di riserve
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	688	183	831
	(7.752)		(7.952)
Saldo aumenti (diminuzioni)		(200)
Valore al 31 dicembre 2016	26.717	3.121
2015
Valore al 31 dicembre 2014	56.035	3.258
Aumenti (diminuzioni):
- vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	(14,846)	(179)
- varlazioni nette dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	(70.909)	(5.858)
· estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	524
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(1.711)	(241)
· costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	8.960	804
· revisioni delle quantità stimate	12.322	ਰ 1 ਟ	29.838 EBS 65 (15.025) (73.767) 524 (1.955) 9.564 13.237
effetto dell'attualizzazione	11.288	eza	11 817
- variazione netta delle imposte sul reddito	29.530	530

· acquisizioni di riserve - cessioni di riserve	(114)	ﺍﻟﻤﺴﺎﺣﺔ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤﺪﺓ ﺍﻟﻤﺘﺤ	D900BE (114)
	3.390	ਤਵਿਤ	3.753
- variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni Saldo aumentl (diminuzionl)	(ST'266)	(237) 3.324	(21.803) 37.790

Sede legale Plazzale Enrico Mattel, 1 00144 Roma Tel. +39 06 59821 eni.com

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

1. I sottoscritti Claudio Descalzi e Massimo Mondazzi in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione dell bilancio consolidato nel corso dell'esercizio 2017.
1. Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2017 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control - Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
Si attesta, inoltre, che: 3.
3.1 Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2017:
- a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
- b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
- c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
3.2 La relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui sono esposti.

15 marzo 2018 Claudio Descalzi

Amministratøre Delegato

Massimo Mondazzi

Chief Financial Officer

Eni SpA Capitale Sociale Euro 4.005.358.876,00 I.v. Registro imprese di Roma, Codice Fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006, R.E.A. Roma n. 756453 Sedi secondarie: Via Emilla, 1 - Plazza Ezio Vanoni, 1 20097 San Donato Milanese (MI)

EY S.0.4. Via Po. 32 00198 Homa

Tel: +39 06 324751 Fax: +39 06 32475504 ev.com

83192868

Relazione della società di revisione indipendente ai sensi dell'art. 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'art. 10 del Regolamento (IJE) n. 537/2014

Agli Azionisti della Eni S.p.A.

Relazione sulla revisione contabile del bilancio consolidato

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato del Gruppo Eni (il "Grupo"), costituito Abbiano Svolto la revisione contable del bilanco economico, dal prospetto dell'utile (perdita)
dallo stato patrimoniale al 31 dicembre 2017, dal conto economico, dal rendic dallo Stato patrimoniale di 91 dicembre 2011 elle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario complessivo, dal prospetto delle vallazioni nelle voer al patrilizato che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio consolidato fornisce una rappresentazione veritiera e conetta della A nostro giudizio, il bilancio consolluzio formsec ana repprebre 2017, del risultato economico e del situazione patrimoniale e miniziaria del orappo di O a chorità agli international Financial Reporting
flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data, in conformità agli i fiussi di cassa per resercizio chiaso a tule duta, in comonilio enti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali ((SA Italia). Abblamo svolto la revisione contable in conformico el priorimente descritte nella sezione
Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono un conschila del bilancio co Le nostre responsabilità di sensi di tali principi sorio anno abile del billancio consolidato della Responsabilità della società di revisione per la revisione conformità alle norme e al principi in
presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Eni S.p.A. in confornit presente relazione. Siamo indipendenti rispitto lindimento italiano alla revisione contabile del materia di etica e di mulpendenza uppilcabili nell'oronanonomonomenti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizione contabilo dol Gli aspecti chiave della revisione contabile softo quella revisione contabile del bilancio
professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione co professionale, sono stati maggio mente Siginneani nell'ambito della revisione contabile e
consolidato in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nestante su tali consolidato in esame. Tall aspetti sono studi da nor un entrontan non complesso; pertanto su tali aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

1.00 110, Wa 20, 1.2 0.01 08 40013 Sone Logine, Via Pri, P.) (M1) PB Ranta
Capitali Secule deliberato dura ), 250, Ond Ind. entresention Praire Bara Prope Capitale Salah dialibratio dolo 3,250 m Grandello March Archives of Santa Carifo
Iscrifta alla S.S. it 4 Rearth 3 Mile and est presente of California
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83192 80

Building a batter working world

Abbiamo identificato i seguenti aspetti chiave della revisione contabile:

Aspetti chiave

Risposte di revisione

Riserve di petrolio e di gas naturale

La stima dell'entità delle riserve di petrolio e di gas naturale è stata ritenuta un aspetto chiave della revisione a causa dell'incertezza tecnica connessa alla valutazione delle quantità e alla complessità degli accordi contrattuali che regolano i termini e le condizioni di sfruttamento dei giacimenti. Tali stime hanno effetti significativi su alcune voci del bilancio, quali ammortamenti e svalutazioni delle attività materiali e immateriali del settore Exploration & Production (E&P) e i relativi fondi di abbandono e ripristino.

Le riserve rappresentano, inoltre, un indicatore fondamentale delle potenziali performance future del Gruppo.

Il Gruppo ha fornito l'informativa relativa alle riserve di petrolio e di gas naturale nel paragrafo "Attività Minerarie" della nota 6 "Stime contabili e giudizi significativi".

Le nostre procedure di revisione in risposta all'aspetto chiave hanno riguardato, tra l'altro: (i) la comprensione del processo adottato dal Gruppo Eni per la determinazione della stima delle riserve di petrolio e di gas naturale; (ii) l'analisi del disegno e la verifica dell'operatività dei controlli chiave; (iii) la valutazione della competenza e obiettività del personale interno preposto a tali stime e degli esperti terzi incaricati dal Gruppo di effettuare una valutazione indipendente delle riserve; (iv) l'esame delle principali assunzioni, quali le previsioni dei profili di produzione, degli investimenti, dei costi operativi, dei costi per lo smantellamento e il ripristino del sito; (v) l'analisi delle assunzioni sottostanti al riconoscimento delle riserve "certe non sviluppate" (proved undeveloped); (vi) il confronto dei risultati del processo di stima interno del Gruppo con le valutazioni risultanti dalle relazioni emesse dai suddetti esperti terzi; (vii) la verifica della coerenza dei volumi delle riserve stimate con quelli utilizzati ai fini del test di impairment, del calcolo degli ammortamenti e della stima dei fondi di abbandono e ripristino. Infine, abbiamo verificato l'adeguatezza dell'informativa fornita nelle note al bilancio in relazione all'aspetto chiave.

Valore recuperabile di alcune attività del settore Exploration & Production (E&P)

La verifica del valore recuperabile delle attività non correnti del settore E&P -in particolare le attività materiali ed immateriali e le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto- è stata ritenuta un aspetto chiave della revisione in quanto si basa sulle previsioni dei flussi di cassa futuri, caratterizzate da stime significative. In tale ambito, assumono particolare rilevanza le previsioni dell'andamento atteso nel lungo periodo del prezzo delle commodities, anche considerata la volatilità del mercato petrolifero, delle produzioni, dei costi operativi e degli investimenti.

Le nostre procedure di revisione in risposta all'aspetto chiave hanno riguardato, tra l'altro: (i) la comprensione del processo adottato dal Gruppo Eni per la verifica della recuperabilità delle suddette attività; (ii) l'analisi del disegno e la verifica dell'operatività dei relativi controlli chiave; (iii) l'analisi delle principali assunzioni formulate dagli amministratori, avvalendoci anche del supporto di nostri specialisti in tecniche di valutazione. In particolare, è stata analizzata la metodologia adottata dal Gruppo per la stima dei prezzi di medio-lungo termine delle commodities, anche rispetto ai valori espressi dal mercato e dagli analisti di settore;

Inoltre, il peggioramento del contesto operativo di alcuni paesi in cui opera il Gruppo Eni, rappresenta un ulteriore elemento di incertezza nella valutazione della recuperabilità delle attività ad essi riferite.

Il Gruppo ha fornito l'informativa sulla recuperabilità delle attività nella nota 11 "Crediti commerciali e altri crediti", nella nota 19 "Svalutazioni e riprese di valore di attività materiali e immateriali", nella nota 20 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto", nella nota 21 "Altre attività finanziarie" e, con riferimento alla complessità delle stime, nel paragrafo "Svalutazioni" della nota 6 "Stime contabili e giudizi significativi".

Procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di impresa

Il Gruppo è interessato da procedimenti in materia di responsabilità amministrativa d'impresa, a fronte di attività svolte in paesi esteri. La valutazione delle possibili implicazioni per il Gruppo derivanti da tali procedimenti è un processo complesso che comporta l'applicazione di giudizio da parte degli amministratori, in ciò supportata dalle indicazioni dei legali interni ed esterni incaricati di fornire assistenza nei suddetti procedimenti e, pertanto, è stata ritenuta un aspetto chiave della revisione.

Il Gruppo ha fornito l'informativa sui rischi connessi ai procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di impresa nella sezione "Contenziosi" della nota 38 "Garanzie, impegni e rischi".

inoltre, abbiamo confrontato le assunzioni utilizzate dagli amministratori per la stima del valore recuperabile delle attività non correnti con quelle utilizzate per la stima delle riserve di petrolio e gas naturale; (iv) inoltre, per quanto riguarda le valutazioni di recuperabilità delle attività, influenzate anche dall'attuale peggioramento del contesto operativo di alcuni paesi, abbiamo ottenuto informazioni sulla situazione economico-finanziaria del paese, analizzato le posizioni scadute e la serie storica degli incassi, rivisto i piani di recupero ed eventuali accordi commerciali, ottenuto informazioni sulle negoziazioni in corso con le controparti e analizzato le previsioni dei flussi di cassa attesi e dei tassi di sconto applicati Infine, abbiamo verificato l'adeguatezza dell'informativa fornita nelle note al bilancio in relazione all'aspetto chiave.

8319288

Le nostre procedure di revisione in risposta all'aspetto chiave, svolte anche con il supporto di nostri specialisti, hanno riguardato, tra l'altro: (i) la comprensione del processo adottato dal Gruppo Eni relativamente alla complessiva analisi dei procedimenti legali e alla valutazione dell'esito atteso da tali procedimenti; (ii) l'analis del disegno e la verifica dell'operatività dei relativi controlli chiave; (iii) l'analisi delle principali assunzioni utilizzate dagli amministratori nella valutazione dell'esito atteso, anche attraverso informazioni acquisite dai legali interni ed esterni, dalla funzione internal audit, dal collegio sindacale e dal comitato controllo e rischi; (iv) l'esame della documentazione rilevante relativa a tali procedimenti, nonché delle relazioni predisposte dagli esperti incaricati dal Gruppo. Infine, abbiamo verificato l'adeguatezza dell'informativa fornita nelle note al bilancio in relazione all'aspetto chiave.

83192 8:

Building a better working world

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio consolidato

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato che fornisca una Gli annininistratori sono responsubili per la roussità agli International Financial Reporting Standards rappresentazione verittera e corretta in connonnità agii miscazione dell'art. 9 del D. Lgs. 28
adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione in adottati dall'Omone Luroped, nonenerevisti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli rebbraio 2003, n. SO e, no consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità del Gruppo di continuare ad On anniministratori sono referionamento e, nella redazione del bilancio consolidato, per un'acc operare conte un ronzionemento e) nenia rontinuità aziendale, nonché per un'adeguata
l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale pol l appropriatezza dell'utilizzo del presupposto ucilizzano il presupposto della continuità aziendale nella
l'appropriativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presu informativa in materia. On annimizione neno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la l'edazione della capogruppo Eni S.p.A. o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

ll collegio sindacale ha la responsabilità della vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria del Gruppo.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato

l nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio consolidato nel suo i fiosti oblettivi sono racquisizione ul calculo a comportamenti o eventi non
complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non complesso non contengo errori significativ di revisione che includa il nostro giudizio. Per raginevole intenzionali, e remissione di and relazionicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una
sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia in Alba Sicurezza si intende un ilveno ele città ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui revisione contablic svolta in conferirari esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da sempre un errore significativo, qualionali e sono considerati significativi qualora ci si possa comportantenti o eventi non intenzionali e osmo otnome, siano in grado di influenzare decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio consolidato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Nell'ambito della revisione contable svoita in confermita arpi mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contabile. Inoltre:

· abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio consolidato, dovuti a frodi abbiamo identificato e vuldtuto i risen al it abbiamo definito e svolto procedure di revisione in
o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e sui bono o a comportamenti o eventi non intellatonem) nrobativi sufficienti ed appropriati su cui basare il
risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti a risposta a tali nischi, abbidino acquisito are un errore significativo dovuto a frodi è più elevato nostro giduzio. Il rischio di non individuare un errore significativo derivante di comportamenti od eventi rispetto al rischio di non individuale implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
inteinzionali; Tappresentazioni Tosi nanal controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile abbiamo acquisito una comprensione del controno interno interne instituti costanze, e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno del Gruppo;
· gludizio · l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle abbiamo valulla effettuate dagli amministratori e della relativa informativa;

siamo giunti ad una conclusione sull'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del siuno giunti da una continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale prosopposto na incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Contani sono circostanze successivi possono comportare che il Gruppo cessi di operare come un'entità in funzionamento;
ahbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio consolidato nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio consolidato rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione;
abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti e appropriati sulle informazioni finanziarie delle imprese o delle differenti attività economiche svolte all'interno del Gruppo per esprimere un giudizio sul bilancio consolidato. Siamo responsabili della direzione, della supervisione e dello giudizio sul pilatine contabile del Gruppo. Siamo gli unici responsabili del giudizio di revisione sul bilancio consolidato.

Abbiamo comunicato ai responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dai principi di revisione internazionali (ISA Italia), tra gli altri aspetti, la portata e la tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

Abbiamo fornito ai responsabili delle attività di governance anche una dichiarazione sul fatto che abbiamo rispettato le norme e i principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano e abbiamo comunicato loro ogni situazione che possa ragionevolmente avere un effetto sulla nostra indipendenza e, ove applicabile, le relative misure di salvaguardia.

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli dhe sono stati più rilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame, che sono stori più merani noi annetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014

L'assemblea degli Azionisti della Eni S.p.A. ci ha conferito in data 29 aprile 2010 l'incarico di revisione Legale del bilancio d'esercizio e consolidato della Eni S.p.A. per gli esercizi con chiusura dal 31 dicembre 2010 al 31 dicembre 2018.

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'art. Dichianio ene non Solle e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Eni S.p.A. nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio consolidato espresso nella presente relazione è in Jifjea contermidino ene il gradizio sal engiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di quanto mulcato nend relazione de la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'art. 11 del Regolamento.

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working world

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'art. 14, comma 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'art. 123-bis, comma 4, del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58

Gli amministratori della Eni S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari del Gruppo Eni al 31 dicembre gestro, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio consolidato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n. 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute an giudizio sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'art. 123-bis, comma 4, del nella relaziono solono no 1998, n. 58, con il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2017 e sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella A nostro giudizio, la relazione di assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2017 e sono redatte in conformità alle norme di legge. Con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, comma 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39, rilasciata sulla base della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

Dichiarazione ai sensi dell'art. 4 del Regolamento Consob di attuazione del D. Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254

Gli amministratori della Eni S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della dichiarazione non on annininetti sensi del D. Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254. Abbiamo verificato l'avvenuta approvazione da parte degli amministratori della dichiarazione non finanziaria.

Ai sensi dell'art. 3, comma 10, del D. Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254, tale dichiarazione è oggetto di separata attestazione di conformità da parte nostra.

Roma, 6 aprile 2018 S.D.A. Riccardo Rossi (Socio)

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া করে না করে না হয়েছে। এ বিষয়ে বাংলাদেশের মাধ্যমে নির্বাচন করে আমার করে আর করে আর করে আনা করে আনা হয়েছে।
এ বাংলাদেশে আমার মাধ্যমে আমার প্রতিষ্ঠান করে আর করে আমার প্রতিষ্ঠান

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stato patrimoniale

		31.12.2017		31.12.2016
	Note	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cul verso parti correlate
(€ milioni)
ATTIVITA
Attività correnti		6.213.811.825	367.730.040	4.582.814.901	41.250.113
Disponibilità liquide ed equivalenti	(7) (8)	5.793.162.809		6.062.003.322
Altre attività finanziarie destinate al trading		8.587.544.230	6.158.572.868	15.658.346.871	11.254.082.382
Crediti commerciali e altri crediti:	al	2.699.464.465		7.762.576.306
· crediti finanziari		5.888.079.765		7.895.770.565
· crediti commerciali e altri crediti		1.388.544.550		1.277.716.959
Rimanenze	(10)	58.726.446		92.581.620
Attività per imposte sul reddito correnti	(11)	267.014.834		345.870.167
Attività per altre imposte correnti	(15)	692.967.944	377.969.627	1.010.630.623	644.226.025
Altre attività correnti	(13)	23.001.772.638		29.029.964.463

Attività non correnti	(14)	7.178.646.178		8.045.543.832
Immobili, impianti e macchinari	(15)	1.297.318.037		1.172.570.632
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	(16)	194.752.958		1.205.014.790
Attività immateriali	(18)	42.336.529.045		40.009.194.283
Partecipazioni	(19)	4.832.057.257	4.811.641.219	1.427.755.931	1.405.873.735
Altre attività finanziarie	(20)	1.151.910.450		1.185.193.459
Attività per imposte anticipate	(51)	480.873.584	164.534.684	699.552.732	374,019.621
Altre attività non correnti		57.472.087.509		53.744.825.659
	(33)	1.717.074		3.635.721
Discontinued operations e attività destinate alla vendita		80.475.577.221		82.778.425.843
TOTALE ATTIVITA
PASSIVITA E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti	(22)	4.146.377.799	3.922.516.072	4.159.479.169	4,006.268.773
Passività finanziarie a breve termine	(23)	1.972.775.366	464.447	3.013.888.929	645.770
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	(24)	6.224.379.855	3.156.070.915	6.209.179.673	3.050.851.168
Debiti commerciali e altri debiti	(Sal	64.289.938		3.851.266
Passività per imposte sul reddito correnti	(26)	808.586.429		887.109.601
Passività per altre imposte correnti	(27)	872.182.600	510.938.545	1.204.612.480	632.108.110
Altre passività correnti		14.088.591.987		15.478.122.118

Passività non correnti	(58)	18.843.053.798	380.563.643	19.553.554.728	695.766.552
Passività finanziarie a lungo termine	(29)	3.780.911.177		4.053.811.288
Fondi per rischi e oneri	(30)	353.083.516		391.417.852
Fondi per benefici ai dipendenti	(31)	880.586.249	143.007.778	1.366.197.912	263.952.970
Altre passività non correnti		23.857.634.740		25.364.981.780
		37.946.226.727		40.843.103.898
TOTALE PASSIVITA	341
PATRIMONIO NETTO		4.005.358.876		4.005.358.876
Capitale sociale		959.102.123		959 102.123
Riserva legale		36.000.165.103		34.471.271.330
Altre riserve		[1.440.456.053]		1.440.456.053]
Acconto sul dividendo		(581.047.644)		(581.047.644)
Azioni proprie		3.586.228.089		4.521.093.313
Utile netto dell'esercizio		42.529.350.494		41.935.321.945
TOTALE PATRIMONIO NETTO		80.475.577.221		82.778.425.843
E DACCIVITA E PATRIMONIO NETTE

Anorcery

CONTO ECONOMICO

		2017		2016
(€ millioni)	Note	Totale	di cul varso parti correlate	Totale !	di cui verso parti correlate
RICAVI	(36)			278729085	9.897.099.006
Ricavi della gestione caratteristica		28.983.563.971	10.938.862.105		310 307 957
Altri ricavi e proventi		2.316.144.963	76.673.075	547.240.248
Totale ricavi		31.299.708.934		28.264.769.333
COSTI OPERATIV	(37)
Acquisti, prestazioni di servizi e costi divers		(27.358.189.265)	(13.711.409.772)	(27.245.943.596)	12.388.627.823
Costo lavoro		(1.159.011.571)		(1.179.079.612)
Altri proventi (oneri) operativi		(238.634.781)	(249.181.706)	(50.349.163)	369.013.841
Ammortamenti		(727.072.500)		(815.079.778)
Riprese di valore (svalutazioni) nette		(111.314.644)		(442.645.642)
Radiazioni		(4.669.125)		(209.196.818)
UTILE [PERDITA] OPERATIVO		1.700.817.048		(1.677.525.076)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI	(38)
Proventi finanziari		1.681.990.022	226.677.635	2.149.423.813	194.138.386
Oneri finanziari		(2.698.158.435)	(28.808.401)	(2.539.618.343)	(24.068.426)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading		(109.755.540)		(21.404.309)
		479.934.776	(349.102.508)	(34.753.871)	471 993.196
Strumenti finanziari derivati		(645.989.177)		(446.352.710)
PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI	(39)	2.701.993.904		6.057.741.755
		3.756.821.775		3.933.863.969
UTILE ANTE IMPOSTE - Continuing operations	(40)	(170.593.686)		232.110.583
Imposte sul reddito		3.586.228.089		4.165.974.552
Utile netto dell'esercizio - Continuing operations				355 118.761	410.037.436
Utile netto dell'esercizio - Discontinued operations UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	(33)	3.586.228.089		4.521.093.313

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prospetto dell'utile complessivo

(€ milioni)	Note	2017	2016
Utlle netto dell'esercizio		3.586	4.521
Altre componenti dell'utle (perdita) complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti
Effetto liscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo non riclassificabili a conto economico		(1)
.			(3)
Componenti riclassificabill a conto economico
Variazione (air value strumenti inanziari di copertura cash flow hedge		(27)	1.044
Differenze cambio da conversione Joint Operation	(34)	(98)
the state the contraction and the comments of the states of the comments of the comments of the comments of the remain	(34)		(271)
Effetto liscale relativo alle altre componenti dell'utile complessivo riclassificabili a conto economico 2006 SE JAN FORMARS CONSULERS CONSULTION		(118)	792
		(111)	789
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo		3.475	5.310
Totale utile complessivo dell'esercizio

prospetto delle variazioni nelle voci di Patrimonio netto

(€ milioni)	capitale IP erve ાર Altre	G ਏ a al erva S 18	acquistate proprie Azioni	per acquisto Riserva per acqu di azioni proprie	Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	disponibili non utli IP erve ris Altre	utili disponibili IP riserve Altre	IT 0 D I IFRS Riserva	0 dividend 201 nto Acco	0 l'esercizi del Utile	Totale
Saldi al 31 dicembre 2016	4.005 10.368	asa	(587)	287	217		(19) 22.713		612 (1.441)		4.521 41.935
Utile netto dell'esercizio										3.586	3.586
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Valutazione di plani a benefici definiti per I dipendenti al netto dell'effetto fiscale
Componenti riclassificabill a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale					(20)						(20)
Differenze cambio da conversione Joint Operation					(20)			(a8) (a8)			(98) (118)
Operazioni con gli azionisti: Acconto sul dividendo 2017 (€0,40 per azione)									(1.441)		(1.441)
Attribuzione del dividendo residuo 2016 [€0,40 per azione]										1.441 (2.881) [1.440]
Attribuzione utile 2016 a riserve						18 ਮ ਜ	1.644 1,644	(22) (22)		(1.640)	(4.521) (2.881)
Altri movimenti di patrimonio netto:
Riduzione riserva art.6 comma 2 lettera a] D.Lgs 38/2005						(22) (22)	22 22
Saldi al 31 dicembre 2017	4.005 10.368		959 (281)	581 -	197		(16) 24.379		492 (1.441)		3.586 42.529

										83192858
(€ milioni)	G social le Capital	ਹ di capital serve u Altre	a legal Riserva	Azioni proprie acquistate	Riserva per acquisto di azioni proprie	Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale	disponibili non utill IP Altre riserve	disponibili utill IP erve ાંડા Altre	T H a 07 5 IFR Riserva	dividendo sul Acconto	0 ell'esercizi p Utile	G Total
Saldi al 31 dicembre 2015		4.005 10.368	asa	(287)	281	(દસર)		123 23.310		610 (1.440)		2.183 39.562
Effetti fusioni 1º gennalo 2016								(28)				(28)
Saldo al 1ª gennaio 2016	4.005	10.368	ara	(287)	ਦਿੱਤੀ	(226)	123	23.252		610 (1.440)		2.183 39.504
Utile netto dell'esercizio											4.521	4.521
Altre componenti dell'utile complessivo:
Componenti non riclassificabili a conto economico
Valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti												(3)
al netto dell'effetto fiscale							(3)					(3)
							(3)
Componenti riclassificabili a conto economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale						773						773
Differenze cambio da conversione Joint Operation									19			la
						773			। ਰ			792

Operazioni con gli azionisti: Acconto sul dividendo 2016 (€0,40 per azione)										(1.441)		(1.441)
Attribuzione del dividendo residuo 2015 (€0,40 per azione)								(1.025)	(3)		1.440 (1.852)	(1.440)
Attribuzione utile 2015 a riserve							દિવેલા કરવામાં આવેલું એક ગામનાં લોકોનો મુખ્ય વ્યવસાય ખેતી, ખેતમજૂરી તેમ જ પશુપાલન છે. આ ગામનાં મુખ્યત્વે ખેત-ઉપર તાલુકામાં આવેલું એક ગામનાં મુખ્યત્વે આવેલું એક ગામનાં લોકો		3		(୧୧)
								63 (1.025)			(1) (1.918) (2.881)
Altri movimenti di patrimonio netto:
Riduzione riserva art.6 comma 2 lettera a] D.Lgs 38/2005							(202)	202
Effetto Versalis								294			(294)
Effetto Applicazione SEM								(12)	17]		ਨਰੇ
Operazioni straordinarie under common control								(11)				(11)
Altre variazioni								13				13
							(202)	486	(17)		(562)
Saldi al 31 dicembre 2016		4.005 10.368 959 [581] 581] 581 217					(19)	22.713		612 (1.441)	4.521	41.935

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BILANCIO DI ESERCIZIO 2017 | SCHEMI 263

8 3 1 9 2 1859

RENDICONTO FINANZIARIO

		2017	2018
(€ milioni)		3.586	4.186
Utile netto dell'esercizio - Continuing operations Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativo:
		727	ક્ષર
· Ammortamenti		111	443
· Svalutazioni [riprese di valore] nette		5	209
· Radiazioni		367	374
· Svalutazioni (rivalutazioni) partecipazioni		(1.996)	29
Plusvalenze nette su cessioni di attività		(3.061)	6.486)
Dividendi		(204)	(16)
Interessi attivi		599	288
Interessi passivi		171	(232)
Imposte sul reddito		230	TEB
Altre variazioni
Variazioni del capitale di esercizio:	(238)		(୧୧)
· rimanenze	241		1.353
· crediti commerciali	ਤੇਤੇ		ਰਤੋ
debiti commerciali	(195)		(30)
fondi per rischi e oneri	(195)		(585)
altre attività e passività		(ES)	785
Flusso di cassa del capitale di esercizio		42	18
Variazione fondo benefici per i dipendenti		3.076	6.458
Dividendi incassati		201	મેદિર
Interessi incassati		(576)	(eas)
nteressi pagati		દર્
lmposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati		3.281	6.623
Flusso di cassa netto da attività operativa - Continuing operations
Flusso di cassa netto da attività operativa - Discontinued operations		3.281	6.623
Flusso di cassa netto da attività operativa		(2.315)	(3.086)
- di cui flusso di cassa netto da attività operativa verso parti correlate
Investimenti:		(738)	(788)
- attività materiali		(રૂટ)	(રેક)
attività immateriali		(2.586)	(8.299)
· partecipazioni		(3.041)	(1.585)
crediti finanziari strumentali all'ottività operativa			(507)
- variazione debiti e crediti relatività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale		(6.400)	(11.237
Flusso di cassa degli investimenti
Disinvestimenti:		14
· attività materiali		2.362
- imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide cedute		(301)
Imposte pagate sulle dismissioni		1.033	2.209
· partecipazioni		1.901	5.405
· crediti finanziari strumentali all'attività operativa		385
. variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento		1
- titoli strumentali all'attività operativa		5.392	7.619
Flusso di cassa dei disinvestimenti			(3.618)
Flusso di cassa netto da attività di Investimento - Continuing operations		(1.008)
Flusso di cassa netto da attività di Investimento - Discontinued operations			(3.618)
Flusso di cassa netto da attività di Investimento		(1.008)	(3.436)
- di cui flusso di cassa netto da attività di investimento verso parti correlate		(1.203)
Altre attività finanziarie destinate al trading			(1.257) 5.135
Assunzione (rimborsi) di debiti finanziari a lungo		(1.345)	548
Incremento (decremento) di debiti linanziari a breve termine
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa		3.556	(1.105) (2.881)
Dividendi pagati		(2.880)
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento		(642)	(2.560)
- di cui flusso di cassa netto da attività di finanziamento verso parti correlate		3.153	(1.693)
Effetto delle operazioni straordinarie (fusioni, conferimenti)
Flusso di cassa netto dell'esercizio		1.631	451
Disponibilità liquide ed equivalenti a Inizio esercizio		4.583	4.132
Disponibilità liquide ed equivalenti a fine esercizio		6.214	4.583

En. Serversate i manulinen i septanio 2017

NOTE AL BILANCIO DI ESERCIZIO

1 Criteri di redazione

Il bilancio di esercizio è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards (nel seguito "IFRS" o "principi contabili internazionali") emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D.Lgs. 38/05.

Il bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2017 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 15 marzo 2018. Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in milioni di euro.

2 Criteri di valutazione

I criteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato, cui si rinvia, fatta eccezione per la rilevazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate, che sono valutate al costo di acquisto1. Il valore di iscrizione delle partecipazioni, in assenza di meccanismi di riaddebito, tiene conto della valorizzazione al valore di mercato dei piani di incentivazione basati su azioni della controllante attribuiti a dipendenti delle società controllate. Con riferimento alle partecipazioni in società classificate come joint operation, nel bilancio di esercizio è rilevata la quota di competenza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/ costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie.

In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Il valore d'uso è determinato, generalmente, nei limiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell'impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno. L'attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa. Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni precedentemente rilevate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione dell'effetto a conto economico alla voce "Proventi (oneri) su partecipazioni",

La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.

Le operazioni di compravendita di rami d'azienda e di partecipazioni di controllo poste in essere con società controllate ed aventi finalità meramente riorganizzative sono rilevate in continuità con i relativi valori contabili; l'eventuale differenza tra il prezzo e il valore contabile dell'oggetto trasferito determina in capo alla controllata la rilevazione di un incremento/decremento del patrimonio e conseguentemente in capo alla controllante un aumento del valore di iscrizione della partecipazione ovvero la rilevazione di un dividendo a conto economico.

Le altre partecipazioni sono valutate al fair value con imputazione degli effetti alla riserva di patrimonio netto afferente le altre componenti dell'utile complessivo; le variazioni del fair value rilevate nel patrimonio netto sono imputate a conto economico all'atto della svalutazione o del realizzo. Quando le altre partecipazioni non sono quotate in un mercato regolamentato e il fair value non può essere attendibilmente determinato, le stesse sono valutate al costo rettificato per perdite di valore; le perdite di valore non sono oggetto di ripristino2.

I dividendi da società controllate, joint venture e collegate sono imputati a conto economico quando deliberati, anche nel caso in cui derivino dalla distribuzione di riserve di utili generatesi antecedentemente all'acquisizione della partecipazione. La distribuzione di tali riserve di utili rappresenta un evento che fa presumere una perdita di valore e, pertanto, comporta la necessità di verificare la recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione.

3 Schemi di bilancio3

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura4. Le attività e le passività sono classificate come correnti se: (i) la loro realizzazione/estinzione è prevista nel normale ciclo operativo aziendale o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; (ii) sono costituite da disponibilità liguide o disponibilità liquide equivalenti che non presentano vincoli tali da limitarne l'utilizzo nei dodici mesi successivi alla data di chiusura dell'esercizio; o (iii) sono detenute principalmente con finalità di trading. Gli strumenti derivati posti in essere con finalità di trading sono classificati tra le componenti correnti, indipendentemente dalla maturity date, Gli strumenti derivati non di copertura, posti in essere con finalità di mitigazione di rischi ma priyi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting, e gli strumenti derivati di copertur

(1) In caso di acquisizione del controllo ln fasi successive, li valore delle partecipazione e determinato come sommatoria dell'organi (1) In caso di contino ni rash site e necessor, i valle condicione delle condizioni esis en lin un periodo inframule lectressio, is sigulosione sambo stata minore ovvero non rilevata.

nvestimento, è presentato distintamente stalla nindi e vi vello nevali
(3) Gli schemi di bilancio sono gli sessi adottati nello schema di rendiconto linanziario, nel flusso di cassa netto da atlivi ('esborso fiscale, specificatamente individuabile, riferito ad una operazione di dismissione.

l'esborso hiscale, specificatanente individuale, nerito ad dia operazione di Grandone.
(4) Le informazioni relative agli strumenti linanziari secondo la classificazione prev e informazioni sugli strumenti finanziari".

102

sono classificati come correnti quando la loro realizzazione è prevista entro i dodici mesi successivi alla data di chiusura dell'esercizio; differentemente, sono classificati tra le componenti non correnti.

Il prospetto dell'utile complessivo indica il risultato economico integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS sono rilevati direttamente a patrimonio netto.

ll prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto presenta l'utile (perdita) complessivo dell'esercizio, le operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.

Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il "metodo indiretto", rettificando l'utile del periodo delle altre componenti di natura non monetaria.

4 Modifica dei criteri contabili

Le modifiche ai principi contabili entrate in vigore a partire dal 1º gennaio 2017 non hanno prodotto effetti significativi.

5 Stime contabili e giudizi significativi

Con riferimento all'utilizzo di stime contabili e giudizi significativi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

6 Principi contabili di recente emanazione

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

Con riferimento alle nuove disposizioni in materia di ricavi (IFRS 15) e di strumenti finanziari (IFRS 9), in vigore a partire dal 1º gennaio 2018, gli impatti connessi con l'adozione delle nuove previsioni non sono significativi e sono relativi, essenzialmente, all'adozione dell'expected credit loss model per l'impairment delle attività finanziarie (riduzione del patrimonio netto di €29 milioni al netto dell'effetto fiscale) e all'adeguamento al valore di mercato di alcune partecipazioni minoritarie (incremento del patrimonio netto di €20 milioni al netto dell'effetto fiscale).

83192 86

2102 alonos simuzione Annuale 2017

ATTIVITÀ CORRENTI

7 Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti ammontano a €6.214 milioni (€4.583 milioni al 31 dicembre 2016) con un incremento di €1.631 milioni. Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro e in moneta estera che rappresentano l'impiego sul

mercato della liquidità detenuta a vista per le esigenze del Gruppo e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli incassi e

8 Attività finanziarie destinate al trading

Le attività finanziarie destinate al trading di €5.793 millioni (€6.062 milioni al 31 dicembre 2016) sono relative a titoli non strumentali all'attività operativa e comprendono per €845 milioni operazioni di prestito titoli. Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità nel rispetto di quanto definito nel Piano Finanziario. L'attivi-

dei pagamenti del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. La scadenza media dei depositi in euro (€4.700 milioni) è di 6 giorni e il tasso di interesse effettivo è -0,3249%; la scadenza media dei depositi in dollari (€620 milioni) è di 4 giorni e il tasso di interesse effettivo è lo 1,4702%; la scadenza media dei depositi in sterline (€17 milioni) è di 4 giorni e il tasso di interesse effettivo è lo 0,045%.

tà di gestione della liquidità strategica realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità si analizza come segues:

E milioni	31.12.2017	31.12.2016

Titoli non strumentali all'attività operativa: **
	888	012
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani WHERE AN A LAND 110-1 2001 111 . THE ROWNED THE LE . LE . LE . LE . LE		5.149

	5.793	6.062
Comments of the more Mall Program Park Park Program and Printers and Price Book Project Paris Presser Partier , Partier , Partier , Partier , Partier , Partier , Partier , Pa

(5) Maggiori Informazioni sul rischi connessi alla liquidità strategica sono iportate alla nota n. 35 —"Garanzie, impegni e rischi di improv

8 3 1 9 2 (863

(€ milioni)	Valore nominale ( € milioni)	milioni) Fair value 3)	Classe di rating s Moody' -	Classe di rating - S&P
TITOLI QUOTATI EMESSI DA STATI SOVRANI
Tasso fisso
Italia	461	460	Baa2	BBB
Stati Uniti d'America	47	39	Aaa	AA+
Giappone	ટક	21	A1	A+
	30	25	Baa2	8884
Spagna Polonia	30	27	A2	BBB+
Slovenia	11	9	Baa 1	A+
Canada	11	9	Aaa	AAA
Slovacchia	5	4	A2	A+
Corea del Sud		1	Aa2	AA
	821	ਵਰਤ
Tasso varlabile
Italia	288	291	Baa2	BBB
Stati Uniti d'America	ನ	2	Aaa	AA+
	290	293
Totale titoll quotati emessi da Statl Sovran	ਰ 1 1	888
ALTRI TITOLI
Tasso fisso	2.018	1.903	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB-
Titoli quotati emessi da imprese industriali	1.394	1.365	da Aaa a Baa 3	da AAA a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi Titoli quotati emessi da Enti Sovranazionali	11	10	da Aaa a Aa3	da AAA a AA
	3.423	3.278
Tasso variabile
Titoli quotati emessi da imprese industriali	787	752	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	835	837	da Aaa a Baa3	da AAA a BBB-
Titoli quotati emessi da Enti Sovranazionali	વેટ	38	da Aaa a Aas	da AAA a AA-
	1.667	1.627
Totale Altri titoli	5.090	4.905
Totale Attività finanziarie destinate al trading	6.001	5.793

Le attività finanziarie destinate al trading si analizzano per valuta come segue:

(€ milioni)	31.12.2017	31.12.2016
Euro в деть и прав. В розразна страния в составляем в части все доставляется --------------------------- Dollaro USA	4.024 1.014	4.219 695
(10) 200 200 200 200 200 200 200 2000 2000 0000 0000 000 000 0000 000 0000 000 0000 000 0000 000 0000 ------------------------------------------------------------------------------ Lira sterlina (4) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1 Franco Svizzero	198 461	632 413
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Dollaro australiano	79	51
Dollaro canadese class a neglation and the less to to there to the Call Active In . Compress and controller of the Property of Child Child Can Child Crail Production Com Controllable Comments Concerner, Contraction, Controllation, Controllation, Develop, Dev	17 5.793	52 6.062

Il fair value dei titoli è determinato sulla base dei prezzi di mercato.

Ent R. assione Finingizitis Andalis 2017

83192860

9 · Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(€ milioni)		31.12.2017 31.12.2016
Crediti commerciali	5.111	6.813
Crediti finanziari:
. - strumentali all'attività operativa	258	1.735
- non strumentali all'attività operativa	2.442	6.028
стание подати на седания и с страда се продати тели мание и и и се в романиема и се	2.700	2763
. Altri crediti:
Hammentligations and the man problem with and the starting the the the the learner with the world be - attività di disinvestimento		385
- altri	775	697
	776	1.082
a be ara se manuf a vital a virus and and mine a marge , price . price . program and many a promote market program as a	8.587	15.658
Collection of the contribution of the management commended to memorial commended to manufactures comments of the manufacturer manus commentation in a manufacturer manus comme

I crediti commerciali di €5.111 milioni riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi. I crediti commerciali riguardano crediti verso clienti (€2.434 milioni), crediti verso imprese controllate (€2.647 milioni) e crediti verso imprese collegate, joint venture e altre imprese del gruppo (€30 milioni). La riduzione dei crediti commerciali di €1.702 milioni è dovuta essenzialmente al conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power" ad Eni gas e luce SpA a cui sono stati ceduti i crediti esistenti al 30 giugno 2017, data di efficacia del conferimento, per un importo pari a €1.908 milioni.

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione di €242 milioni (€1.256. milioni al 31 dicembre 2016), la cui movimentazione è di seguito indicata:

	rciali comme Crediti	4 diversi Altri crediti finanziari	G Totale fondo 0 7 B 18 S
(€ milioni) Valore al 31.12.2016	1.254	2	1.256
Accantonament	। ਵਰ		ਸਟਰ
ferimento Eni gas e luce SpA	(1.083)		(1.083)
Utilizzi	(90)		(90)
Valore al 31.12.2017 CHE CLAUDICAL CARRET - ARRES MARK PRODUCT - 118 - ESSEE A REAL ARTER 14, LEW PENT	240 allmon alleasted of the alle all the all all all all the some and the mirbes ! man farabing deserver	2	- - - - . 242

Gli accantonamenti riguardano essenzialmente le svalutazioni dei crediti afferenti alle vendite di gas ed energia elettrica operate nel primo semestre dal business retail oggetto di conferimento ad Eni gas e luce SpA al 30 giugno 2017; in sede di conferimento il fondo svalutazione crediti trasferito ammontava a €1.083 milioni.

Al 31 dicembre 2017 sono in essere operazioni di cessione pro-soluto di 2 crediti commerciali con scadenza 2018 per €681 milioni (€944 milioni nely 2016 con scadenza 2017 ). Le cessioni riguardano crediti commerciali relativi a Gas & Power (€485 milioni) e Refining & Marketing (€196 millioni). L'ageing dei crediti commerciali e degli altri crediti si analizza come segue:

		31.12.2017		31.12.2016
(€ milioni) Crediti non scaduti e non svalutati	Crediti commerciali 4.861	Altri crediti 758	Totale 5.619	Crediti commerciali 5.338	Altri 1.079
Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione	79		79	596
Crediti scaduti e non svalutati:
- da 0 a 3 mesi	110	0	116	દિવે
· da 3 a 6 mesi	14		15	* *
- da 6 a 12 mesi	13		3
· oltre 12 mesi	34	11	45
	171	18	189	000		882
	5.111	776	5.887	6.813/	1.082	2.895

l crediti commerciali e gli altri crediti scaduti e non svalutati riguardano principalmente rapporti verso amministrazioni pubbliche, Enti di Stato italiano ed esteri, controparti con elevata affidabilità creditizia per forniture di prodotti petroliferi e gas naturale. I crediti commerciali in moneta diversa dall'euro ammontano a €434 millioni.

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa 6 di €258 milioni, sono relativi in particolare alla quota a breve di finanziamenti a lungo termine concessi ad Eni gas e luce SpA (€160 milioni) in occasione del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power". La diminuzione di €1.477 milioni è essenzialmente dovuta alla scadenza di linee di credito verso Eni Finance International SA. I crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di €2,442 milioni riguardano crediti a breve termine verso società controllate, in particolare verso Eni Finance International SA (€1.227 milioni), Trans Tunisian Pipeline Company SpA (€195 milioni), Eni Mediterranea ldrocarburi Spa (€177 milioni), Eni Trading & Shipping SpA (€168 milioni) e Tigáz DSO (€159 milioni); la diminuzione dei crediti finanziari non strumentali all'attività operativa di €3.586 millioni riguarda essenzialmente rimborsi di finanziamenti da parte di Eni Finance International SA. I crediti finanziari in moneta diversa dall'euro ammontano a €385 milioni.

Gli altri crediti si analizzano come segue:

(€ milloni)	31.12.2017	31.12.2016
	157	138
Crediti verso partner in joint venture per attività di esplorazione e produzione .	38	45
Anticipi al personale ENTER AND REVELLED HOLES AND ALL POST AND PARTICLE CARANT PROPERTY COLLECTION CONTROLLER TO THE CONTRACT TO THE CONTRACT TO THE CONTRACT TO THE CONTRACT TO THE CONTRACT TO TH	23	16
Acconti per servizi e forniture GUITIAL CININGLO - we be in - under in an	રેક્ક	20 800 10 883
Altri crediti (14.000) 1 10 14 18 1000 ( 1998) 1995 01 000000000 2010 100 10 10 19	1994 1999 12 1966 1990 776	1.082

Gli altri crediti di €558 milioni includono essenzialmente: (i) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA (€247 milioni); (ii) il credito residuo verso Eni Insurance DAC (€201 milioni) per l'indennizzo relativo all'incidente occorso a dicembre 2016 sull'impianto Est presso la raffineria di Sannazzaro; (iii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese controllate incluse nel consolidato fiscale (€18 milioni).

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 42 - "Rapporti con parti correlate".

La valutazione al fair value dei crediti commerciali e degli altri crediti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.

10 Rimanenze

Le rimanenze si analizzano come segue;

	31.12.2017					31.12.2016
(€ milioni) Materie prime, sussidiarie e di consumo Prodotti in corso di lavorazione e semilavorati Lavori in corso su ordinazione	Gregglo, gas naturale e prodotti petrollferl 211 96	Lavori In corso su ordinazione	Altre 176	Totale 387 ਰੇਵ	Greggio, gas naturale e prodotti petrollferl ਟਰ દિવે	Lavori in corso su ordinazione	Altre 188	Totale 247 દિવે 905
Prodotti finiti e merci	852			852	905			54
Certificati bianchi	1.159		54 230	ਟੋਪੇ 1.389	1.033	2	ਟੇਖੋ 242	1.277

(6) eredit linanzial all'attività operalva iguardani a lungo termine, conprensiv delle quote a les concessa lels secures des escentes deservator i franzionelle developed a l' (6) l'inanzial is trumental a l'alività operalist a ministrative sonie a non e conservativa a l'autività operalival i l'autività operaliva i l'autività operaiva i l'inanziane termine concessi alle società del Gruppo.

Sal Balacione Financiano Anovale 2007

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €22 milioni (€13 milioni al 31 dicembre 2016):

		ent
(€ milioni)	9 Valore al 31.12.2011	0 2	Valore al 31.12.2017
Materie prime, sussidiarie e di consumo Spinkelt wer brige. in corso di lavorazione e semilavorat Dro	13	C	19
i de be passer for Dendotti finiti e merci	13		C 22 of Bellevel Barner Bills And

Al 31 dicembre 2017 le rimanenze sono costituite:

(€ milioni)

IRES

IRAP

per le materie prime, sussidiarie e di consumo, da greggio (€211 mi-. lioni) e da materiali diversi (€176 milioni);

per i prodotti in corso di lavorazione e semilavorati, da nafte in deposito presso le raffinerie (€96 milioni);
per i prodotti finiti e merci, da prodotti petroliferi depositati presso raffinerie e depositi (€462 milioni) e da gas naturale depositato prin-

11 Altività per imposte sul reddito correnti

Le attività per imposte sul reddito correnti si analizzano come segue:

cipalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA (€364 milioni) e di GNL depositato presso il terminale di Zeebrugge e su navi viaggianti (€26 milioni ].

I certificati bianchi di €54 milioni sono valutati al fair value determinato sulla base dei prezzi di mercato.

Le rimanenze di magazzino per €86 milioni sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam Rete Gas SpA.

31.12.2017

31.12.201

346

Crediti per Islanza di filmborso InES Legge n. 272005 Altre		19
	દેત	92


12 Attività per altre imposte correnti


Le attività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

	31,12,2017	31.12.2016
(€ milioni)
zione Finanziaria Italiana:
- IVA	182	167
- Imposte di consumo	26	127
- Accise		10
Altra imposte indirette	રેટ	42

Le attività per altre imposte correnti di €267 milioni sono diminuite di €79 millioni a seguito essenzialmente dei minori crediti per imposte di

ket Gas & Power" ad Eni gas e luce SpA.

83192 867

13 Altre attività correnti

Le altre attività correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)	31.12.2017	31.12.2016
	430	660
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura COLOGICO COLOR SE AG TOOR HEAD BORNECH PORTUNE FOR SEL FOR SE FOR FOR AND OF SALES OF SALES OF	103	168
Fair value su strumenti finanziari deivati di copertura cash flow hedge	160	183
Altre attività 1 11 Market - 1 m m m montanen - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1	893

ll fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 32 - "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività di €160 milioni comprendono essenzialmente l'ammontare di €63 milioni relativo al gas prepagato per effetto dell'attivazione in esercizi passati della clausola take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, rilevato come deferred cost, che Eni prevede di recuperare nei prossimi dodici mesi ritirando il gas prepagato sulla base dei piani di vendita (€90 milioni al 31 dicembre 2016). La riduzione del deferred cost rispetto al 2016 è dovuta al ritiro dei volumi sottostanti realizzato nel corso dell'esercizio. Il valore contabile dell'anticipo, assimilabile a un credito in natura, è oggetto di svalutazione per allinearlo al valore netto di realizzo del gas quando quest'ultimo è inferiore. In caso contrario e nei limiti del costo sostenuto è prevista la ripresa di valore. In applicazione di tale criterio contabile nell'esercizio 2017 è stata rilevata una ripresa di valore di €4 milioni.

aluman continuari sucizaina in

ני

ATTIVITÀ NON CORRENTI

14 Immobili, impianti e macchinari

Gli immobili, impianti e macchinari si analizzano come segue:

(€ milioni)	Terreni	Fabbricati	e macchinari 1 Impianti ------------------ -----	e commerciali Attrezzature industriall	Altri beni	acconti Immobilizzazioni 0 corso ui	Totale
2017			4.357	158	ਦਰ	2.801	8.046
Valore Iniziale netto	170	50H					(2)
Operazioni straordinarie		(3)	(4) 32	8	9	687	738
Investimenti		S			(18)		(દિરહ)
Ammortamenti		(30)	( 201)	(17) (1)	(1)	(173)	(111)
Riprese di valore (svalutazioni) nette		(3)	es (3)			(2)	. (રા)
Radiazioni			(ട)				(6)
Dismissioni	(1)	ટક	348	5		(1.202)	(821)
Altre variazioni	3 172	492	4.201	153	49	2.111	7.178
Valore finale netto	172	1,902	23.637	283	649	2.502	29.445
Valore finale lordo		1.410	19.436	430	600	391	22.267
Fondo ammortamento e svalutazione
2016
Valore Iniziale netto	188	542	4.947	188	104	2.508	8.437
Operazioni straordinarie		m	111		(2)	ਰੋ8	212
Investimenti				5	5	778	788
Ammortamenti		(31)	(દિવે)	(19)	(SE)		(729)
Riprese di valore (svalutazioni) nette		(2)	(266)	(1)		(174)	(443)
Radiazioni			(198)			(13)	(209)
Dismissioni
Altre variazioni		( ३ १ )	415	ട	(53)	(398)	(10)	D
Valore finale netto	17.0	501	4.357	138	ਵੇਰੇ	2.801	8.046
Valore finale lordo	120	1.892	23.187	ਟਵਰ	645	3.158	29,621
Fondo ammortamento e svalutazione		1.391	18.830	411	586	357	21.575

I terreni (€172 milioni) riguardano principalmente le aree sulle quali insistono gli impianti di distribuzione dei carburanti (€151 milioni).

I fabbricati (€492 milioni) riguardano principalmente fabbricati industriali impiegati nell'attività di raffinazione e nell'attività non oil della rete di distribuzione (€426 milioni) e i fabbricati del centro elaborazioni Green Data Center della Corporate (€45 milioni).

Gli impianti e macchinari (€4.201 milioni) riguardano essenzialmente: (i) gli impianti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi (€2.475 milioni); (ii) gli impianti di raffinazione (€979 milioni) e di distribuzione carburanti (€281 milioni).

Le attrezzature industriali e commerciali (€153 milioni) si riferiscono principalmente agli strumenti di laboratorio della raffinazione e della logistica nonché ad attrezzature commerciali del comparto non oil della rete di distribuzione carburanti.

Gli altri beni (€49 milioni) riguardano principalmente le attrezzature informatiche.

Le immobilizzazioni in corso e acconti (€2.111 milioni) riguardano principalmente per la Exploratin & Production: (i) le attività di presviluppo condotte in Mozambico dalla joint operation Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA) (€614 milioni); (ii) gli investimenti relativi allo sviluppo dei giacimenti della concessione Val d'Agri (€301 milioni); (iii) gli investimenti relativi allo sviluppo dei giacimenti dell'offshore adriatico (€85 milioni) e della concessione Villafortuna (€23 milioni); per le attività di Refining & Marketing gli interventi sulle strutture di raffineria (€675 milioni) e gli interventi sulla rete di distribuzione dei prodotti petroliferi (€53 milioni).

Gli investimenti di €738 milioni riguardand essenzialmente: (a) Explo ration & Production (€355 milioni) e sono relativi pripcipalmente alle attività di sviluppo di nuovi progetti e hanno riguardato in particolare, (i) il proseguimento delle attività di presviluppo condotte in Mozambico dalla joint operation Mozambique Rovuma Venture SpA; (ii) Jottimizzazione di giacimenti in produzione attrayerso interventi sui pozzi

[Barbara e Cervia); (iii) l'avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzione in Val d'Agri; (b) Refining & Marketing (€363 milioni) in relazione: (i) all'attività di raffinazione e logistica (€292 milioni), principalmente per il mantenimento dell'affidabilità degli impianti, della conversione del sistema di raffinazione, nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (ii) all'attività di marketing (€71 milioni), per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi.

Le svalutazioni nette di €111 milioni riguardano essenzialmente la Refining & Marketing per investimenti di stay in business e di rispetto delle normative applicabili su impianti già interamente svalutati. Le informazioni sulle metodologie utilizzate per la determinazione delle svalutazioni sono indicate alla nota n. 17 – "Svalutazioni e riprese di valore di attività materiali e immateriali".

Le altre variazioni negative di €821 milioni si riferiscono essenzialmente: (i) alla cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico (€648 milioni); (ii) alla revisione delle stime dei costi per abbandono e ripristino siti, dovuta alla variazione dei tassi di sconto, del timing degli esborsi e all'aggiornamento delle stime costi.

Il tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finanziari è del 2,3% (2,54% al 31 dicembre 2016).

Gli oneri finanziari capitalizzati ammontano a €40 millioni.

l contributi pubblici portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €78 milioni.

Le immobilizzazioni in corso relative all'attività esplorativa e di appraisal nonché altre immobilizzazioni in corso di Exploration & Production si analizzano come segue:

(€ milioni)	completati in attesa di esito Pozzi esplorativi	0 SI Pozzi esplorativi di successo in co כס	Attività esplorativa e di appraisal	0 cors Pozzi e Impianti di sviluppo in cor	immobilizzazioni In corso Altre	Totale
2017 Valore Iniziale
Investimenti	677	20	697	1.083 348	1.083 348	1.780 348
Riprese di valore {svalutazioni] nette		( 12)	(বি)	9	ਰੇ	(e)
Radiazioni				(1)	(1)	(1)
Riclassifiche	(173)	173		(188)	(188)	(188)
Altre variazioni e differenze di cambio da conversione	(553)	(92)	(345)	(456)	(456)	(801)
Valore finale	251	86	337	795	795	1.132
2016
Valore iniziale	665		670	1.383	1.383	2.053
Investimenti				467	467	467
Riprese di valore [svalutazioni] nette				(75)	(75)	(75)
Radiazioni	(8)		(6)	(6)	(6)	(12)
Riclassifiche				(812)	(815)	(815)
Altre variazioni e differenze di cambio da conversione	18	15	ਤੇਤੇ	126	126	159
Valore finale	677	20	697	1.083	1.083	1.780

Le riclassifiche di €188 milioni riguardano pozzi e impianti di sviluppo Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi avviati in produzione nell'esercizio.

in attesa dell'esito ("ageing") e i progetti ai quali si riferiscono:

Costi del pozzi esplorativi sospesi a Inizio periodo (40) 400 4 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	677	ees
Incrementi per i quali è in corso la determinazione delle riserve certe
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio The family a market and the first and the comments of the comments of the comments of the comments of the comments of the		el
Riclassifica a pozzi di successo a seguito della determinazione delle riserve certe ANNO AND THE FORT IN THE 3 MARINARI CHIPANIS CONSULTION CONSULTION CONTRACTOR CONTRACTOR
Cessione Mozambico · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·	(200)
Riclassifica ad assets destinati alla cessione/discountinued operation
Differenze cambio da conversione - 1 to the are advante that medial mind there was counters of the	(23)
Costi del pozzi esplorativi sospesi a fine perlodo	ટકા	677

Clos (frontas clicionali) sopicuiro ins

			831921840
	2017		2016
		(Numero pozzi [€ millon]]		(Numero pozzi
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa
· fino a 1 anno THE MANAGE CART PERSONAL CONSULTERS AND AND A PRO AND LE MES MANTEN MENTER A TI	188	4,10
- da 1 a 3 anni			30	0,56
- oltre 3 anni	ਦਿੱਤ	1,80	647	-- -- ------- 7,96
	251	5,90	677	8,52
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento	251	5,90	677	8,52
	251	5,90	677	8,52

l principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli:

(% annua)
Fabbricati . Par time the last com mere really home min be to survents comment portuge the Pozzi e impianti di sfruttamento	3-16 Aliguota UOP
and and and on the comments of the more of the more of the more of the comments of the commend of the commend on the construction of the commend on Impianti specifici di raffineria e logistica народности седь подаряженным с могу по также седания продажения составляется составляется составляется полненным продолжения подательные продательные продательные продательны	5.5-15
nti specifici di distribuzione ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------	4-12,5
Altri imnianti e macchinari	4-25
rezzature industriali e commerciali it partice trans me me me	7-35
компании и представления представляется по подать по полности по полнения по полнения по пострание подательно в могу по пострания и могу по того седения по седения по могу мо	12-25

		200

Gli immobili, impianti e macchinari per linea di business si analizzano come di seguito indicato:

31.12.2017	31.12.2016

14.968	15.418
18	ਰੂਰ
14.090	13.765
ਤਵਰ	339
29.445	29,621

19.278	- 10,853
12	67
10.723	10.429
254	226
22.267	21.575

3.690	4.565
6	32
	3.336
	13
	8.046
	3.367 115 7.178

83192 8

15 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.297 milioni (€1.172 milioni al 31 dicembre 2016) includono 3,5 milioni di tonnellate di greggi e prodotti petroliferi a fronte dell'obbligo di cui al DL n. 249 del 31 dicembre 2012. La misura è determinata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico. Le scorte d'obbligo aumentano di €125 milioni per effetto principalmente dell'andamento della dinamica dei prezzi.

16 Attività immateriali

Le attività immateriali si analizzano come segue:

(€ milioni)	Concessioni, licenze, simill dirittl marchi e	di utilizzazione delle opere dell'ingegno industriale e diritti Diritti di brevetto	acconti lmmobilizzazioni 0 corso uj	immateriall attività Altre	Attività immateriali definita utile vita ਦ	a vita utile indefinita: Godwill Attività immateriali	Totale
31.12.2017
Valore Iniziale netto	22	235	44	64	385	840	1.205
Operazioni straordinarie		(117)	(18)	(18)	(153)	(823)	(ase)
Investimenti		14	21		રેક		ਤੇ ਦੇ
Ammortamenti	(s)	(ટેવ)		(10)	(১)		(71)
Altre variazioni		રેટ	(34)	1	2
Valore finale netto	20	108	13	37 :	178	17	195
Valore finale lordo	385	1.094	13	620	2.112	94	2.206
Fondo ammortamento e svalutazione	365	986		583	1.934	77	2.011
31.12.2016
Valore Iniziale netto	25	250	49	72	396	808	1.204
Operazioni straordinarie						32	32
Investimenti		40	16	1	58		ਵਿ
Ammortamenti	(3)	(72)		(11)	(86)		(86)
Altre variazioni		17	(SI)	1	(3)		(3)
Valore finale netto	22	235	44	64	385	840	1.205
Valore finale lordo	385	1.265	44	1.303	2.997	917	3.914
Fondo ammortamento e svalutazione	363	1.030		1.239	2.632	77	2.709

Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di €20 milioni riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alla concessione del giacimento Bonaccia (€7 milioni), alla concessione Val d'Agri (€8 milioni) e ad altre concessioni minori. Le concessioni sono ammortizzate principalmente con il metodo dell'unità di prodotto (UOP) a decorrere dall'esercizio in cui ha inizio la produzione.

l diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno di €108 milioni riguardano essenzialmente i costi di acquisizione e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di business e di staff e i diritti di utilizzazione di processi produttivi di raffineria. I coefficienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dal 12,5% al 33%:

Le immobilizzazioni in corso e acconti di € 13 milioni riguardano essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business.

Le altre attività immateriali di €37 milioni si riferiscono principalmente alle somme riconosciute alla Regione Basilicata e alla Regione Emilia Romagna - Provincia/Comune di Ravenna, al netto dell'ammortamento effettuato con il metodo UOP, sulla base degli accordi attuativi connessi a interventi di social project realizzati da Eni e associati all'attività della Exploration & Production nelle aree della Val D'Agri e dell'Alto Adriatico (€35 milioni).

Le operazioni straordinarie riguardano essenzialmente il conferimento delle attività immateriali del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power" ad Eni gas e luce SpA.

Gli investimenti di €35 milioni (€58 milioni al 31 dicembre 2016) si riferiscono essenzialmente ai costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business e staff.

Le altre variazioni riguardano principalmente la riclassifica dalle immobilizzazioni in corso alle diverse categorie di beni entrati in esercizio.

241 Rel. 21000 finanzi itt, Annu tle 2017

Le attività immateriali per linea di business si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)	31.12.2017	31.12.2016
Attività immateriall lorde:	1.351	1.987
- Exploration & Production
- Gas & Power	73	1.162
- Refining & Marketing Comments and services and the mail and the main and	400	397
	382	368
. Corporate START SHOW HOME & SHOP . SCHOOL . START . START . COMMONT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTRACT . CONTAIN	2.206	3.914

Fondo ammortamento e svalutazione:	1.275	1.896
- Exploration & Production The state of the state of the seat the seat the seat the research one of the results of	65	174
- Gas & Power
- Refining & Marketing	362	356
- Corporate	308	283
	2.011	2.709

Attività Immateriali nette:	76	91
- Exploration & Production		alag
- Gas & Power	38	41
- Refining & Marketing
- Corporate		84
	195	1.205

17 | Svalutazioni e riprese di valore di attività materiali e immateriali

Le svalutazioni iscritte in bilancio sono determinate confrontando il valore di libro degli asset con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Le riprese di valore degli asset sono eseguite nei limiti del valore che avrebbero avuto se le svalutazioni rilevate in precedenti reporting period non fossero state rilevate.

Considerata la natura delle attività Eni, le informazioni sul fair value degli asset sono di difficile ottenimento, salva la circostanza che un'attiva di negoziazione sia in corso con un potenziale acquirente. Pertanto, il management procede alla stima del relativo valore d'uso (value-in-use - "VIU"). La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo su base continuativa (cd. cash generating unit - "CGU"). Le principali CGU dei settori di business di Eni SpA sono: (i) nella Exploration & Production, i campi o insiemi (pool) di campi quando in relazione ad aspetti tecnici, economici o contrattuali i relativi flussi di cassa sono interdipendenti; (ii) nella Refining & Marketing, gli impianti di raffinazione, gli stabilimenti e gli impianti afferenti i canali di distribuzione (rete ordinaria, autostradale, extra rete), con relative facilities.

Il VIU delle CGU è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla cessione al termine della vita utile. I flussi di cassa sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili: (i) per i primi quattro anni della stima, dal piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni in ordine ai volumi di produzione e vendita, ai profili delle riserve, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio; (ii) per gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle ipotesi sull'evoluzione di lungo termine delle principali variabili macroeconomiche adottate dal management (tassi di inflazione, prezzo del petrolio, ecc.) si assumono proiezioni dei flussi di cassa basate: a) per le CGU oil&gas, sulla vita residua delle riserve e le associate proiezioni di costi operativi e investimenti di sviluppo; b) per le CGU della Refining & Marketing, sulla vita economico-tecnica degli impianti e le associate proiezioni normalizzate di costi operativi e investimenti di mantenimento; (iii) per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le proiezioni economico finanziarie del piano industriale quadriennale e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i flussi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroliferi ( e a quelli da essi derivati), lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione e si basa sulle ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali sempre confrontate con il consensus e, laddove di sia u sufficiente livello di liquidità ed affidabilità, sulle curve forward/future. ll valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte al tasso che corrisponde per la Exploration & Production e la Refining & Marketing al costo medio ponderato del capitale di Eni (weighted average cost of capital - "WACC"). Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte.

Alla data di riferimento delle valutazioni di recuperabilità delle attività fisse di Eni SpA, il quadro degli impairment indicator di origine esogena si presentava in leggero miglioramento rispetto a quello che ha fatto da cornice alle valutazioni del 2016.

Nel corso del 2017 il mercato petrolifero ha registrato una progressiva ripresa, rafforzatasi nell'ultima parte dell'anno, per efferto dei migliorati fondamentali, sostenuti dalla crescita della domanda mondiale di greggio trainata dall'espansione economica e dall'assofbimento déll'eccesso di offerta grazie alla regimazione dell'accordo di fine 2016 dei Paasi, OPEC per ridurre l'output del cartello con l'adesione di importanti Paesi non-OPEC (in particolare la Russia) e alla decisione di prolungarlo per tutto il 2018. Questo ha consentito di ridurre i livelli globali delle scorte

831928

di greggio che avevano frenato la ripresa dei prezzi nella prima metà dell'anno. Sulla base di tale miglioramento nei fondamentali e tenuto conto delle incertezze a medio termine sull'evoluzione del bilanciamento domanda-offerta, il management di Eni ha sostanzialmente confermato la previsione di prezzo del marker Brent di lungo termine a 72 \$/barile (71,4 \$/barile nel precedente piano), sulla cui base sono state eseguite le valutazioni del bilancio 2017 e le proiezioni economico-finanziarie del piano 2018-2021. Il margine indicatore della redditività dell'attività di raffinazione è stato confermato nel lungo termine a 5 \$/barile; previsioni stabili anche per i prezzi del gas ai principali hub europei e lo spread tra questi e il punto virtuale di scambio in Italia. Il WACC 2017 di Eni, dal quale sono derivati i WACC utilizzati nel calcolo del valore d'uso delle CGU oil&gas e raffinazione, ha registrato un marginale incremento dello 0,4% a 6,8% rispetto al 2016 per effetto principalmente della previsione di ripresa dei rendimenti dei titoli risk-free (BTP Italia a dieci anni). In particolare i WACC adjusted 2017 sono: (i) 5,3% per Exploration & Production [4,8% nel 2016]; [ii] 5,6% per Refining & Marketing (5,1% nel 2016).

Per effetto del quadro degli impairment indicator e del WACC sopra rappresentati nel 2017 sono state rilevate svalutazioni nette di attività materiali pari a €111 milioni che hanno riguardato principalmente Refining & Marketing ed Exploration & Production. Le svalutazioni contabilizzate nella Refining & Marketing di €118 milioni riguardano principalmente gli investimenti dell'anno per compliance e stay-in-business relativi a CGU integralmente svalutate in esercizi precedenti delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività. In particolare sono stati svalutati i nuovi investimenti effettuati sugli impianti di raffinazione (€102 milioni) e sulla rete autostradale (€10 milioni). Le riprese di valore nette della Exploration & Production di €7 milioni riguardano le rivalutazioni relative ad alcuni impianti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi situati nell'offshore adriatico dovute principalmente alla revisione dello scenario dei prezzi della commodity gas naturale (€89 milioni), parzialmente compensate dalle svalutazioni di progetti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi situati nell'onshore dell'Italia centrale dovute principalmente alla revisione del profilo delle riserve di idrocarburi (€82 milioni).

18 Partecipazioni

Le partecipazioni si analizzano come di seguito indicato:

(€ milioni)	Partecipazioni In Imprese controllate	imprese collegate e joint venture partecipazioni in	G Partecipazioni in altre impress	vendita disponibili per la vendi	costo p valutate	Totale
31.12.2017	38.216	1.789	4		4	40.009
Valore iniziale						1.549
Operazioni straordinarie	1.549				8	1.848
Interventi sul capitale e acquisizioni	1.851	(11)	8			(702)
Cessioni e conferimenti	(est)	(131)				(367)
Rettifiche di valore	(283)	(84)			12	42.337
Valore finale	40.762	1.563	12			62.140
Valore finale lordo	60.485	1.655				19,815
Fondo svalutazione	19.723	ರಿನ
31.12.2016						32.915
Valore Iniziale	31.944	saa	372	388
Operazioni straordinarie	(283)					(283)
Interventi sul capitale e acquisizioni	6.931	1.069				8.000
Cessione		(દિર્મો	(368)	(368)		(421)
Rettifiche di valore	(388)	(a)				(377)
Riclassifiche discontinued operations		183				183
Altre variazioni	(8)					(8)
Valore finale	38.216	1.789			D	40.009
Valore finale lordo	61.337	1.798	4		4	63 139
Fondo svalutazione	23.121					23.130

8 3 1 9 2 (844

【,】

	83192 (844	" = =
Le partecipazioni sono aumentate di €2.328 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:
(€ milioni)		> : : " : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :
Partecipazioni al 31 dicembre 2016		40.009
Incremento per: Interventi sul capitale
Eni International BV		1.723
Syndial SpA		::00 ડતેર
Eni Petroleum Co Inc		188 80
Raffineria di Gela SpA		15
Eni New Energy SpA Altre		20
		2.281
Operazioni straordinarle		1.535
Eni gas e luce SpA		14
Eni Adfin SpA		1.549
Acquisizioni
Eni Gas & Power France SA		559 43
Eni Trading & Shipping SpA		8
BANCA UBAE SpA Serfactoring SpA		3
		313
Riprese di valore		134
Eni Gas & Power NV		11
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA		145
Decremento per:
Rimborsi di capitale		(720)
Eni Investments Pic Floaters SpA		(15)
Transmeditererranean Pipeline Co Ltd		(11)
		(746)
Cessioni e conferimenti Eni Gas & Power NV		(302)
Eni Gas & Power France SA		(Saa)
Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA		(128) (
Adrianplin Doo		(20) (a)
Gas Supply Company of Thessaloniki - Thessalia SA		(202)
Svalutazion
Syndial SpA		210)
Raffineria di Gela SpA		(as) (84)
Unión Fenosa Gas SA EniProgetti SpA (ex Tecnomare SpA)		(47)
LNG Shipping SpA		(41)
Eni Adfin SpA		(16)
Agenzia Giornalistica Italia SpA		(6) 5)
Eni Mozambico SpA Eni West Africa SpA		(4)
Servizi Aerei SpA		14
Altre		3
		: ( SIS)
Altre operazioni: Gas Distribution Company of Thessaloniki - Thessaly SA		(વ)
Gas Supply Company of Thessaloniki - Thessalia SA
		677777 42.337
Partecipazioni al 31 dicembre 2017
	10

83192 875

Relativamente alle operazioni su rami d'azienda si rileva quanto segue:

il conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power", efficace dal 30 giungo 2017, ha determinato un incremento del valore di iscrizione della partecipazione in Eni gas e luce SpA di €1.535 milioni; inoltre sono state oggetto di conferimento ad Eni gas e luce SpA le partecipazioni in: (i) Eni Gas & Power France SA acquisita in data 7 giugno 2017 da Eni Gas & Power France BV per un corrispettivo pari a €259 milioni; (ii) Gas Distribution Company of Thessaloniki-Thessaly SA (€122 milioni); (iii) Adrianplin Doo (€10 milioni); (iv) Gas Supply Company Thessaloniki-Thessalia SA (€9 milioni) acquista il 26 gennaio 2017 attraverso il trasferimento della totalità delle azioni precedentemente detenute dalla Gas Distribution Company of Thessaloniki-Thessaly SA a seguito del processo di liberalizzazione del mercato del gas in Grecia;

l'acquisizione delle partecipazioni in BANCA UBAE SpA (€8 milioni) e Serfactoring SpA (€3 milioni) per effetto dell'acquisto del ramo d'azienda "Servizi di supporto alle attività transazionali di Eni e gestione delle partecipazioni" da Eni Adfin SpA; ai sensi delle disposizioni applicabili (documento Assirevi OPI n. 1 revised) la differenza tra il prezzo pagato per l'acquisto del ramo e il relativo valore di iscrizione è stata rilevata ad incremento del valore della partecipazione mantenuta in Eni Adfin (€14 milioni).

L'analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il patrimonio netto è indicata nella tabella seguente:

(€ milioni)	Quota % posseduta al 31.12.2017	2018 Saldo netto 12 31 si	31.12.2017 Saldo netto । ਦ 41	di patrimonio nette Valore B	Differenza rispetto al patrimonio nett alla valutazione C=B-A
Partecipazioni in:
Imprese controllate
Adriaplin doo(a)		10
Agenzia Giornalistica Italia SpA	100,000		2	2
Ecofuel SpA	100,000	48	48	101	ટેરે
Eni Adfin SpA	99,671	209	207	207
Eni Angola SpA	100,000	રેદિદ	566	733	167
Eni Corporate University SpA	100,000	3	3	4	1
Eni Energia Srl	100,000
Eni Finance International SA	33,613	604	604	851	247
Eni Fuel SpA	100,000	ਵਿੱਚ	ea	। ਹ	2
Eni gas e luce SpA	100,000	10	1.545	1.527	(18)
Eni Gas & Power NV		168
Eni Gas Transport Services Srl	100,000
Eni Insurance Designated Activity Company	100,000	500	500	554	54
Eni International BV	100,000	26.390	28.113	33.807	5.694
Eni International Resources Ltd	99,998			32	32
Eni Investments Plc	99,999	5.017	4.297	3.816	(481)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	100,000	39	ટેવ	ਟੀ	1
Eni Mozambico SpA	100,000	12	ಕ	7	(1)
Eni New Energy SpA	100,000	5	20	18	(5)
Eni Petroleum Co Inc	63,857	1.021	1.209	890	(319)
EniPower SpA	100,000	814	914	808	(106)
EniProgetti SpA (ex Tecnomare - Società per lo Sviluppo delle Tecnologie Marine SpA)	100,000	108	62	62
EniServizi SpA	100,000	ਦਿ	14	16	2
Eni Timor Leste SpA	100,000		6	6
Eni Trading & Shipping SpA	100,000	282	355	259	(66)
Eni West Africa SpA	100,000	ટર	ਨ।	22	1
Eni Zubair SpA (in liquidazione)	100,000
Floaters SpA	100,000	261	246	262	16
leoc SpA	100,000	21	24	50	26
LNG Shipping SpA	100,000	258	217	217
Raffineria di Gela SpA	100,000	38	ટેક	26
Serfactoring SpAls)	49,000		3	15	9
Servizi Aerei SpA	100,000	ਦਿੱਤ	ਟਰ	ਟਰ

		12 8 3 ್ರಾ ment
seque	posseduta 2017	9		di patrimonio netto	al patrimonio netto C=B-A Differenza rispetto alla valutazione
(€ milioni)	al 31.12	al 31.12.201 Saldo netto	al 31.12.2017 Saldo netto ধ	Valore B
Partecipazioni In:
Imprese controllate
Servizi Fondo Bombole Metano SpA	100,000	14	14	14
Società Petrolifera Italiana SpA	99,964	16	14	14
Syndial Servizi Ambientali SpA(c)	99,999	170	215	215
Tigáz Zrt(d)	98,992
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	100,000	ટેડ	52	120	eB
Versalis SpA	100,000	1.309	1.309	1.646	337
Totale Imprese controllate		38.26	40.762
Imprese collegate e foint venture
Gas Distribution Company Thessaloniki-Thessaly SAI3)		132
Mariconsult SpA	50,000
Saipem SpAlel	30,542	1.199	1 199	1.413	24
Seram SpA	25,000
Transmed SpA	50,000			5	5
Transmediterranean Pipeline Co Ltd	50,000	25	14	31	17
Unión Fenosa Gas SA	50,000	433	350	350
Totale Imprese collegate e Joint venture		1.789	1.563
Totale Imprese controllate, collegate e Joint venture		40.005	42 325

(a) La partecipazione è stata conferita ad Eni gas e luce SpA a seguito del conferimento del ramo "Retail Market Gas & Power".

(d) La partecipazione e stato collectione del rano d'azienda "Servizi di supporo alle attività transazional-linazziare di Eni e gestione delle parteip (c) Il valore del patrimonio netto è riferito al bilancio d'esercizio della società.

[d] La partecipazione, completamente svalutata, è stata riclassilicata nelle "Attività destinate alla vendita".

(e) La valutazione di borsa al 31 dicembre 2017 (€3,806 per azione), in quota Eni, ammonta a €1.175 milioni.

Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie reali né vi sono altre restrizioni alla loro disponibilità. Non si è proceduto alla svalutazione o si è proceduto alla svalutazione solo nei limiti del valore non recuperabile, di alcune partecipazioni iscritte per un valore superiore al patrimonio netto. La stima del maggior valore recuperabile rispetto a quella di libro è stata determinata:

per Eni Trading & Shipping SpA, sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni successivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di crescita in termini nominali pari a zero; il tasso di attualizzazione utilizzato è un WACC adjusted del 6%;
per le società appartenenti al settore Exploration & Production, sulla base del valore dei flussi di cassa prospettici associati allo sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili. In particolare, il valore dei flussi di cassa è stato determinato con riferimento a: (i) i ricavi dalla

produzione stimati applicando ai profili produttivi attesi gli scenari di mercato dei prezzi degli idrocarburi; (ii) le stime dei futuri costi di sviluppo, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impianti e dei costi generali specifici; (iii) la stima delle imposte. I flussi di cassa sono > stati attualizzati utilizzando un WACC compreso tra il 5,5% e il 13,5%:

per le restanti società, tutte appartenenti a Gas & Power, sulla base del piano quadriennale aziendale e della vita utile degli asset. Come tasso di attualizzazione è stato utilizzato un WACC compreso tra il 4% e il 7%.

Le informazioni in ordine alle imprese controllate, collegate e a controllo congiunto partecipate al 31 dicembre 2017, relative in particolare alle variazioni della quota di possesso e alle operazioni sul capitale intervenute nell'esercizio, sono indicate nell'allegato "Notizie sulle imprese controllate e collegate a partecipazione diretta di Eni SpA" che è parte integrante delle presenti note.

83192 87

19 Altre attività finanziarie

Le altre attività finanziarie si analizzano come segue;

E milioni					31.12.2017	31.12.2016
Crediti finanziari strumentali all'attività operativa .					4812 20	1.406 22
Titoli strumentali all'attività operativa service as the see man research and the comment in the commendent and the						.428

l crediti finanziari strumentali all'attività operativa di €4.812 milioni riguardano essenzialmente crediti verso società controllate, in particolare verso Eni Finance International SA (€4.051 milioni) ed Eni gas e luce SpA (€572 milioni). I rapporti con Eni gas e luce SpA riguardano essenzialmente finanziamenti concessi in occasione del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power". I crediti finanziari

strumentali sono aumentati di €3.406 milioni in particolare per finanziamenti concessi a Eni Finance International SA (€2.936 milioni). l crediti finanziari in moneta diversa dall'euro ammontano a €3.360 milioni.

La scadenza dei crediti finanziari a lungo termine e titoli al 31 dicembre 2017 si analizza come segue:

	Esigibili da uno a cinque anni	Esigibili oltrei cinque anni	Totale esigibili oltre l'esercizio successivo
(€ milioni)
Crediti finanziari: . · strumentali all'attività operativa	4.771	41	4.812
Titoli:	20		20
· strumentali all'attività operativa	4.791	41	4.832
111 Lighter Lighter Learn and Property Land Child Beach Beach Beach Lines , Learly , Learly , Learning , Learning , Learning , Learning , Learning , Learning , Learning , Lea

l crediti finanziari esigibili entro l'esercizio sono indicati nella nota n. 9 – "Crediti commerciali e altri crediti" e sono pari a €2.700 milioni. Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a €4.841 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compresi tra -0,3815% e lo 0,7337% e in dollari compresi tra lo 1,495% e il 2,0463%. La gerarchia del fair value è di livello 2. I crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 42 – "Rapporti con parti correlate".

20 Altività per imposte anticipate

Le attività per imposte anticipate sono di seguito analizzate:

(€ milioni)	31.12.2017	31.12.2016
Imposte sul reddito anticipate IRES .	1.136 (129)	1.237 (138)
Imposte sul reddito differite IRES
Imposte sul reddito anticipate estere
	115	156
Imposte sul reddito anticipate IRAP
Imposte sul reddito differite IRAP .	1.124	1.252
Totale Enl SpA al & sich . lok you and . tome tin firmate is to	. 28	(67)
Imposte anticipate [differite] società in ]oint operation . ANAR D MALEARIES 18.44 1 18.47 1 18.47 1 18.47 1 (2018 4 (1911) 12 1911) 2019 4 1991 1199 1199 11 1995 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 111	1.152	1.185

					111 :143 12 192 878 8 3
La natura delle differenze temporanee che hanno determinato i crediti per imposte anticipate è la seguente:
(€ milloni)	2016 Valore al 31-12-20	Incrementi	ecrementi 0	aliquota elta 0	Operazioni straordinarie	variazioni Altre	2017 Valore al 15 ਸੰ	= c 1 2 155 ::/
Imposte differite:								()
- differenze su attività materiali ed immateriali	(17)						(10)
· differenze su derivati	(70)						(63)
· altre	( 24)	(40)	26		11	(1)	( સ્ક્ર)
	(141)	(40)	28		16	6	(137)
Imposte anticipate:
· differenze su derivati
- fondi per rischi ed oneri	1.310	137	(151)	18	(11)		1.303
· svalutazione su beni diversi da partecipazioni	402	38	(60)	11			391
· differenze su attività materiali ed immateriali	452	38	(ad)				406
· svalutazione crediti	326		(1)		(256)		ea
· fondi per benefici ai dipendenti	73	23	(7)		(13)		77
· perdita fiscale	1.655	247	(40)				1.862
· altre	132	34	(38)			1	130
	4.350	217	(387)	38	(277)	-1	4.238
svalutazione anticipate	2,957)	(14)		(15)			2.983)
	1.393	203	(зат)	26	(277)	1	1.255
	1.252	463	(363)	26	(SET)	7	1.124
Totale Enl SpA	124		(48)			(44)	32
Imposte anticipate joint operation	(191)		176			11	(4)
Imposte differite joint operation	(67)		128			(33)	28
Totale Joint operation	1.185	483	(235)	26	(281)	(26)	1.152

Le imposte anticipate nette di Eni SpA €1.124 milioni risentono della valutazione svolta dal management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni del piano quadriennale approvato dal Consiglio di Amministrazione e, per gli anni successivi, sulle previsioni di imponibili derivanti dalle attività Exploration & Production Italia. Alla luce delle prospettive di profittabilità delle attività italiane in funzione dello scenario di mercato, il management ha concluso che la capienza dei redditi imponibili futuri IRES è migliorata rispetto al 2016 comportando una ripresa di valore di €41 milioni; tale effetto è stato compensato dall'adeguamento della capienza dell'imponibile futuro IRAP per tener conto delle modifiche norma- 9 tive intervenute nella definizione della base imponibile e degli effetti del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas & Power" ad Eni gas e luce SpA che ha comportato una svalutazione di €55 milioni.

21 Altre attività non correnti

Le altre attività non correnti si analizzano come segue:

31.12.2017 31.12.2016 (€ milioni) 80 80 .. Crediti d'imposta 252. 154 Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura 166 :51 Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge 2 Altri crediti da attività di disinvestimento 200 Altre attività 700

83192 849

l crediti di imposta sono così costituiti:

(€ milioni)	31.12.2017	31.12.2016
Crediti di imposta chiesti a rimborso Children The Manager Bront Black Hom Wassering miss and and and any and any well and Crediti per interessi su crediti di imposta chiesti a rimborso		33
And and the country of the state the subject of the states of the states of the Fondo svalutazione crediti di imposta ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------		141
· 440 The Beach and Beach the Beach as and an accept of Site - with in the first and any and any and any and

ll fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 32 - "Strumenti finanziari derivati".

Le altre attività di €194 milioni (€200 milioni nel 2016) comprendono per €56 milioni (€113 milioni nel 2016) le quantità residue non prelevate da Eni negli esercizi pregressi fino a concorrenza del minimum take contrattuale, che hanno fatto scattare l'obbligo di pagare l'anticipo del prezzo contrattuale di fornitura in adempimento della clausola take-or-pay.

La valutazione al fair value delle altre attività non correnti, diverse dagli strumenti finanziari derivati e dai crediti d'imposta, non produce effetti significativi.

100 clearna site:sauris anaralian ina

31.12.2016

5.333

368

167

341

508

6.209

5.254

337

159

475

634

83192880

PASSIVITÀ CORRENTI

22 Passività finanziarie a breve termine

Le passività finanziarie a breve termine di €4.146 milioni (€4.159 milioni al 31 dicembre 2016 ) sono diminuite di €13 milioni.

L'analisi per valuta delle passività finanziarie a breve termine è di seguito indicata:

	31.12.2017	31.12.2016
(€ millioni)	3.505	3.350
Euro	592	740
Dollaro USA	40	32
Lira Sterlina "Occar Tal Latest, Mace (ecomes)	9	37
Altre Clampts " Execume afram bes asse of	4.146	4.159

Le passività finanziarie a breve termine, denominate in euro, presentano un tasso medio ponderato di interesse nullo (0,02% nell'esercizio 2016), e comprendono l'utilizzo delle linee di credito uncommitted per €108 milioni. Al 31 dicembre 2017, Eni dispone di linee di credito a breve termine committed e uncommitted non utilizzate rispettivamente per €40 milioni e € 11.454 milioni (rispettivamente per € 40 milioni e € 12.134 milioni al 31 dicembre 2016). Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo sono indicate alla nota n. 38 - "Proventi (oneri) finanziari".

La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 42 - "Rapporti con parti correlate".

23 : Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

La quota a breve di passività finanziarie a lungo termine di €1.973 milioni (€3.014 milioni al 31 dicembre 2016) è commentata nella nota n. 28 - "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine", cui si rinvia.

24 | Debiti commerciali e altri debiti

I debiti commerciali e gli altri debiti si analizzano come segue: .

31.12.2017 (€ milioni) Debiti commerciali Acconti e anticipi Altri debiti: - relativi all'attività di investimento altri debiti

l debiti commerciali di €5.254 milioni riguardano essenzialmente debiti verso fornitori (€2.765 milioni), debiti verso imprese controllate (€2.468 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture e altre di gruppo (€21 milioni).

Gli acconti e anticipi di €337 milioni riguardano essenzialmente i buoni carburante prepagati in circolazione (€147 milioni) e gli acconti ricevuti da terzi per le attività in joint venture di Exploration & Production (€33 millioni).

Gli altri debiti di €475 milioni riguardano principálmente: (i) i debiti verso le società controllate per IVA di gruppo (€210 milioni); (ii) j debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza sociale (€157 milioni); (ili) i debiti verso controllate partecipanti al consolidato fiscale

83192 891

(€19 milioni) per la remunerazione dei relativi imponibili negativi. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 42 - "Rapporti con parti correlate".

25 Passività per imposte sul reddito correnti

Le passività per imposte sul reddito correnti di €64 milioni si riferi- n. 7 del 6 febbraio 2009 (cd. Libian Tax) (€61 milioni). scono essenzialmente allo stanziamento dell'addizionale IRES legge

26 Passività per altre imposte correnti

Le passività per altre imposte correnti si analizzano come segue:

	31.12.2017	31.12.2016
(€ milioni) 1000 100 100 100 100 100 100	457	529
Accise e imposte di consumo	191	212
IVA	114	94
Roualty su idrocarburi estratti Ritenute IRPEF su lavoro dipendente	32	36
personal with the new to the start of the management more the manufactures with the state of the first	15	16
Altre imposte e tasse we callia area. nem anmala inaguich as inima as- licen as excepted ставленный примента в примента в присточные с пристеме с развется по полности в «Мистик» в «Министие». В мистемательные с ведини	809	887

27 Altre passività correnti

Le altre passività correnti si analizzano come segue:

	31.12.2017	31.12.2016
E milioni	479	688
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura and same man minimal an sopo nella market men de la man de la man de la man mente me manus me manus men	26	ાટિટ
Fair value su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge`	367	362
кови истории систем со пристично и се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се се Altre passività	872	1.205
Caller College (direct 1 (mander set al trime), (18) (1) , ) (1) (persion (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 32 - "Strumenti finanziari derivati".

Le altre passività di €367 milioni comprendono essenzialmente gli anticipi che la joint operation Società Oleodotti Meridionali SpA ha ricevuto per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto del greggio alla Raffineria di Taranto (€164 milioni) e la quota a breve dei compensi di carattere pluriennale riconosciuti per i contratti di trasporto e fornitura di gas ed energia elettrica (€139 milioni] - (v. nota n. 31 -- "Altre passività non correnti").

PASSIVITÀ NON CORRENTI

28 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive delle quote a breve termine, sono di seguito indicate:

		31.12.2017		31.12.2016
(€ milioni)	Quote a lungo termine . 3.082	Quote a breve termine 723	Totale 3.805	Quote a lungo Quote a breve termine 3.790	termine 183	Totale 3.973
Banche	14.993	1.250	16.243	14 685	2.829	17.514
Obbligazioni ordinarie Obbligazioni convertibili	387		387	383		383
Altri finanziatori, di cui:	384		381	696		698
· imprese controllate	381		381	696		697

- altri	18.843	1.973	20.816	19.554	3.014	22.568

Le passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve termine, di €20.816 milioni sono denominate in euro per €19.883 milioni e per €933 milioni sono denominate in dollari USA. Il tasso medio ponderato di interesse delle passività finanziarie a lungo, comprese le quote a breve, in essere al 31 dicembre 2017 è del 2,32% per quelle denominate in euro (2,68% al 31 dicembre 2016) e 4,83% per quelle denominate in dollari (4,83% al 31 dicembre 2016). I tassi effettivi in euro adottati sono compresi tra lo 0,99% e il 2,06% (tra l'1% e il 3,1% al 31 dicembre 2016). I tassi effettivi in dollari adottati sono compresi tra il 4,78% e il 4,83% (tra il 4,78% e il 4,83% al 31 dicembre 2016).

I debiti verso banche di €3.805 milioni derivanti da finanziamenti sono diminuiti di €168 milioni; al 31 dicembre 2017 non sono state utilizzate linee di credito.

Gli altri finanziatori di €381 milioni riguardano essenzialmente operazioni con Eni Finance International SA.

Le passività finanziarie a lungo termine verso banche e altri finanzia-

tori, inclusive delle rispettive quote a breve termine, per complessivi €4.186 milioni, presentano un tasso di interesse medio ponderato sull'euro di 0,97% (1,04% al 31 dicembre 2016) e sul dollaro USA di 4,78% (4,78% al 31 dicembre 2016).

Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un ra ting minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa banca. Al 31 dicembre 2017 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano a €1.467 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

Al 31 dicembre 2017 Eni dispone di linee di credito a lungo termine com mitted non utilizzate per €5.800 milioni (€6.235 milioni al 31 dicembre 2016), di cui €750 milioni scadenti entro 12 mesi. Questi contratti prevedono interessi alle normali condizioni di mercato; le commissioni di mancato utilizzo sono indicate alla nota n. 38 - "Proventi (oneri) finanziari".

La scadenza delle passività finanziarie a lungo termine, comprese le quote a breve, si analizzano come segue:

(€ milioni)	Valore al 31 dicembre			Scadenza
Tipo	2016	2017	2019	2020	2021	2022	Oltre	Totale quote a lungo termine	2018
Banche	3.973	3.805	1.2422	889	341	143	697	3.082	723

Obbilgazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes 4,125%	1.515	1.516	1.498					1.498	18
· Euro Medium Term Notes 3,750%	1.217	1.217					1.203	1.203	14
· Euro Medium Term Notes 4,250%	1.036	1.037		998				998	За
- Euro Medium Term Notes 3,500%	1.031	1.032							1.032
- Euro Medium Term Notes 3,625%	1.026	1.027					gg4	994	33
· Euro Medium Term Notes 4,000%	1.019	1.019		ਰਹਰ				ggg	20
· Euro Medium Term Notes 3,250%	1.006	1.008					ਰੇਰੇ ਤ	Baz	16
- Euro Medium Term Notes 1,500%	1.006	1.007					ਰ ਹੈ। ਤ	ਰੇਰੇਤ	14
- Euro Medium Term Notes 0,625%	893	894					892	892	2
- Euro Medium Term Notes 2,625%	801	801			799			799	2
- Euro Medium Term Notes 1,625%	797	798					790	790	8
- Euro Medium Term Notes 3,750%	763	763	749					749	14
- Euro Medium Term Notes 1,750%	756	757					745	745	12
- Euro Medium Term Notes 1,500%		754					743	743	11
- Euro Medium Term Notes 0,750%	700	700				697		697	3
- Euro Medium Term Notes 1,000%		649					647	647	2
- Euro Medium Term Notes 1,125%	594	594					ਦਰ 5	ਦਰਨ	2
- Euro Medium Term Notes 4,75%	1.256
- Bond US 4,150%	430	378		374				374	4
- Bond US 5,700%	333	292					288	288	4
- Retail TF 4,875%	1.119
- Retail TV	216
	17 514	16.243	2.247	2.371	799	697	8.879	14.993	1.250
Obbligazioni convertibill:
Bond convertibile equity linked	383	387				387		387
	383	387				387		387
Altri finanziatori, di cul:
	Bay	381	6	256	119			381
- imprese controllate	1
- altri	698	388	6	256	119			381
	22.568	20.816	3.465	3.316	1.259	1.227	9.576	18.843	1.973

Nel corso del 2017 sono stati emessi due nuovi prestiti obbligazionari per un totale di €1.403 milioni.

L'analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2017 è di seguito indicata:

(€ milioni)	nominale Importo	LI altre rettifich di emissione, di interesse Disagglo 0	11 12 Totale	Valuta	g denz es 5	12 5 26 じ 0 Tass 15
Obbligazioni ordinarle:						17
- Euro Medium Term Notes	1.500	16	1 516	FUR	2019	4.125
· Euro Medium Term Notes	1.200	17	1.217	EUR	2025	3,750
- Euro Medium Term Notes	1.000	37	1.037	EUR	2020	4,250
· Euro Medium Term Notes	1.0100	32	1.032	EUR	2018	3,500
· Euro Medium Term Notes	1.000	27	1.027	EUR	2029	3,625
· Euro Medium Term Notes	1.000	19	1 019	EUR	2020	4,000
· Euro Medium Term Notes	1.000	8	1.008	EUR	2023	3,250
- Euro Medium Term Notes	1.000		1.007	EUR	2026	1,500
· Euro Medium Term Notes	900	(8)	894	EUR	2024	0,625
· Euro Medium Term Notes	800		801	EUR	2021	2,625
- Euro Medium Term Notes	800	(2)	798	EUR	2028	1,625
- Euro Medium Term Notes	750	13	763	EUR	2019	3,750
· Euro Medium Term Notes	750		757	EUR	2024	1,750
· Euro Medium Term Notes	750		754	EUR	2027	1,500
· Euro Medium Term Notes	200		700	EUR	2022	0,750
· Euro Medium Term Notes	650	(1)	eda	EUR	2025	C 1,000
· Euro Medium Term Notes	600	(8)	594	EUR	2028	1 1,125
- Bond US	355	3	378	USD	2020	4,150
- Bond US	292		292	USD	2040	5,700
	16.067	176	16.243
Obbligazioni convertibili:
· Rond convertibile equitu linked	400	(13)	387	EUR	2022

teo

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €1.795 milioni.

L'obbligazione convertibile di €387 milioni riguarda l'emissione avvenuta il 6 aprile 2016 di un prestito obbligazionario equity-linked cash-settled non diluitivo per un valore nominale complessivo pari a €400 milioni, il cui valore di rimborso è legato al valore di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti potranno esercitare un diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa e che, pertanto, né l'emissione né la conversione delle obbligazioni attribuiranno alcun diritto a ricevere azioni di Eni e, dunque, non avranno alcun effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio di prezzo delle azioni Eni, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (cd. cash-settled call options). Le obbligazioni convertibili hanno scadenza a 6 anni e non prevedono contrattualmente la corresponsione di interessi. Le obbligazioni sono state emesse ad un prezzo pari al 100,5% del valore nominale e saranno rimborsate al valore nominale a scadenza, ove non precedentemente convertite o rimborsate anticipatamente, secondo i termini del regolamento. Il prezzo iniziale di conversione delle obbligazioni è stato fissato a €17,6222 che include un premio del 35% rispetto al prezz di riferimento delle azioni pari ad €13,0535, determinato quale media aritmetica del prezzo giornaliero ponderato per i volumi di un'azione ofdinaria della Società sul Mercato Telematico Azionario in un periodo di sette giorni consecutivi di mercato aperto, a partire dal 7 aprile 2016. Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a conto economico.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a €21.530 milioni ed è stato determinato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione per l'euro compresi tra il -0,3815% e l'1,275% (tra -0,3785% e l'1,0454% al 31 dicembre 2016) e per il dollaro USA compresi tra l'1,495% e il 2,5346% (tra lo 0,7259% e il 2,6164% al 31 dicembre 2016). La gerarchia del fair value è di livello 2.

L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicato nel "Commen to ai risultati economico-finanziari" della "Relazione" sulla gestione è la seguente:

		31.12.2017			31.12.2016
(€ milioni)	Correnti	Non correntl	Totale	Correnti	Non correnti	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	6.214		6.214	4.583		4.583
B. Attività finanziarie destinate al trading	5.793		5.793	6.062		6.062
C. Liquidità (A+B)	12.007		12.007	10.645		10.645
	2.442		2.442	6.028		6.028
D. Crediti finanziari[a]	223		223	153		153
E. Passività finanziarie a breve termine verso banche	723	3.082	3.805	183	3.790	3.973
F. Passività finanziarie a lungo termine verso banche	1.250	15,380	16.630	2.829	15.068	17897
G. Prestiti obbligazionari	3.923		3.923	4.006		4.006
H. Passività finanziarie a breve termine verso entità correlate		381	381		Bac	697
I. Passività finanziarie a lungo termine verso entità correlate
L. Altre passività finanziarie			24.962	7.173	19 554	26.727
M. Indebitamento finanziario lordo [E+F+G+H+I+L]	6.19	18.843			19.554	10.054
N. Indebitamento finanziario netto (M-D-C)	(8.330)	18.843	10.513	(9.500)

[a] La voce riguarda i crediti finanziari correnti non strumentali all'attività operativa.

La variazione dell'indebitamento finanziario lordo è di seguito indicata:

	P G Passività finanziare reve termine 10 DI	Passività finanziarie a ungo termine e quote di passività breve g co	Totale Indebitamento finanziario lordo
(€ milioni)	4.159	22.568	26.727
Valore Iniziale al 31.12.2016	26	(1.345)	(1.319)
Variazioni monetarie	(1)	(123)	124)
Diffordnia Ca	(38)	(284)	322)
Altre variazioni Valore al 31.12.2017	4.146	20.816	24.962

29 Fondi per rischi e oneri

l fondi per rischi e oneri si analizzano come segue:

	G smantellamento 4 C proje ripristino siti social Fondo 4	ll ಲ U ambier ---- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Fondo rischi e oneri	oneros per oneri contratti Fondo	contenziosi Fondo rischi per contenzi	g lung esodi Fondo eso e mobilità	yd cessione icoltura S Fondo oneri Agricoltur per	1 G U 0 C rischi Altri fondi ləd	Totale
(€ milioni)	1.956	838	612	132	127	84	505	4.054
Valore Iniziale al 31.12.2016				(13)			(13)	(18)
Operazioni straordinarie								(56)
Variazioni di stima	(56)							44
Effetto attualizzazione	43
Accantonamenti	23	188	01	27			152	437
	(31)	(124)	(82)	(13)	(8)		(86)	(347)
Utilizzi a fronte oneri			(46)	(3)	(26)	1	(200)	(281)
Utilizzi per esuberanza	(2)	(3)					(52)	(52)
Altre variazioni Valore al 31.12.2017	1.933	679	548	130	102	83	308	3.781

accoglie essenzialmente: (i) i costi che si presume di sostenere al teraccoglie essenta di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino siti (€1.848 milioni).

ll fondo smantellamento e ripristino sitte social e 1.933 milioni il tasso di attualizzare e 2018-2064; (ii) la rilevazione di social li penodo previoto dogi: essunti con la Regione Basilicata, la Regione Basilicata, la Regione project a fronte doglimino e il Comune di Ravenna a seguito del pro-

Release one Frien Zielin

Antouth 2017

gramma di sviluppo petrolifero nell'area della Val d'Agri e dell'Alto Adriatico (€39 milioni). La rilevazione iniziale del fondo e la revisione della stima dell'onere da sostenere sono imputate a rettifica dell'immobilizzazione a fronte della quale è stato stanziato il fondo.

Il fondo rischi e oneri ambientali di €679 milioni riguarda principalmente: [i] gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Syndial SpA all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA (€336 milioni); (ii) i rischi a fronte degli interventi di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle stazioni di servizio (€153 milioni), negli impianti di raffinazione (€23 milioni), negli impianti per l'estrazione di idrocarburi (€57 milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrificanti (€8 milioni); (iii) la stima degli oneri ambientali connessi a siti non operativi (€28 milioni) e ad operazioni straordinarie (€15 milioni).

Il fondo per contratti onerosi di €548 milioni riguarda gli oneri che si prevede di sostenere per contratti i cui costi di esecuzione sono divenuti superiori ai benefici derivanti dal contratto stesso.

Il fondo rischi per contenziosi di €130 milioni accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura.

Il fondo esodi e mobilità lunga di € 102 milioni è relativo allo stanziamento

30 · Fondi per benefici ai dipendenti

I fondi per benefici ai dipendenti si analizzano come segue:

			83192 886
			Comments of the consisted on the consisted on the comments of

degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collocamento in mobilità del personale italiano, ai sensi della Legge 223/1991, nel biennio 2013-2014 e nel biennio 2010-2011. In particolare, con riferimento al piano di mobilità 2010-2011, è inclusa la stima degli oneri a carico Eni derivanti dall'allungamento del periodo di raggiungimento dei requisiti pensionistici introdotto dall'art. 24 del DL 201/2011 convertito con modifiche in legge 214/2011. Il fondo si riduce per effetto della progressiva inclusione degli ex dipendenti nell'ambito dei provvedimenti normativi (cd. salvaguardie) che consentono il raggiungimento dei requisiti pensionistici con le regole precedenti a quelle introdotte dalla Legge 214/2011.

Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €83 milioni si riferisce agli oneri a fronte di garanzie rilasciate a Syndial SpA all'atto della cessione della partecipazione in Agricoltura SpA.

Gli altri fondi di €306 milioni comprendono essenzialmente: (i) gli oneri relativi ai contenziosi con l'Amministrazione Finanziaria (€122 milioni); (ii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetaria differita e di lungo termine (€35 milioni); (iii) gli oneri per dismissione e ristrutturazione (€11 milioni); (iv) gli oneri relativi alla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Oil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere (€11 milioni).

€ millonil	31.12.2017	31.12.2016
And Antiques of the Market Comments of the Comments of Trattamento di fine rapporto lavoro subordina 19 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1		204
Piani esteri and the state of the state the state the contraction and any and any and the may	62	67
ntegrativo sanitario dirigenti Eni SpA Fondo II 1 10 11 11 17 17 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 1 Altri fondi per benefici ai dipendenti 11. 1. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2. 2.		* **
	ਤੇ ਵੱਡ	381

Il fondo trattamento di fine rapporto, disciplinato dall'art. 2120 del Codice Civile, accoglie la stima dell'obbligazione, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa all'ammontare da corrispondere ai dipendenti delle imprese italiane all'atto della cessazione del rapporto di lavoro.

I piani esteri riguardano essenzialmente i premi di anzianità e i piani pensione a benefici definiti relativi alla branch di Gas & Power presente in Belgio.

L'ammontare della passività e del costo assistenziale relativi al Fondo Integrativo Sanitario Dirigenti aziende Gruppo Eni (FISDE) vengono determinati con riferimento al contributo che l'azienda versa a favore dei dirigenti pensionati.

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano principalmente i piani di incentivazione monetaria differita, il piano di incentivazione di lungo termine e i premi di anzianità. I piani di incentivazione monetaria differita accolgono la stima dei compensi variabili in relazione alle performance aziendali che saranno erogati ai dirigenti che hanno conseguito gli obiettivi individuali prefissati. Il beneficio ha un periodo di vesting triennale ed è stanziato al momento in cui sorge l'impegno di Eni nei confronti del management sulla base del conseguimento degli obiettivi aziendali; la stima è oggetto di aggiustamento negli esercizi successivi in base alle consuntivazioni realizzate e all'aggiornamento delle previsioni di risultato (superiori o inferiori al target). Il piano di incentivazione di lungo termine (ILT) prevede, dopo tre anni dall'assegnazione, l'erogazione di un beneficio monetario variabile legato all'andamento di parametri di performance rispetto a un benchmark group di compagnie petrolifere internazionali. Tale beneficio è stanziato pro-rata temporis lungo il triennio in funzione delle consuntivazioni dei parametri di performance. I premi di anzianità sono benefici ero gati al raggiungimento di un periodo minimo di servizio in azienda e sono erogati in natura.

l fondi per benefici ai dipendenti, valutati applicando tecniche attuariali, si analizzano come di seguito indicato:

			31.12.2017		31.12.2016
(€ milioni)	TFR	Plant esterl	FISDE	Altri	Totale	TFR	Piani esterl	FISDE	Altri	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'Inizio dell'esercizio	204	14	67	116	401	189	9	76	88	372
Costo corrente				40	42				40	43
Interessi passivi
Rivalutazioni:	4)	ধ	(1)			13	1)	(a)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche						(1)		(1)	(1)	(3)
- Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(3)			2	(1)
- Effetto dell'esperienza passata	1)		(1)				(1)	(8)		(2)
Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione				31	31
Benefici pagati	(e)		(3)	(27)	(36)	------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------		(3)	(24)	(32)
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti	(SE)		(4)	(42)	(71)
Valore attuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio (a)	171	18	82	120	371	204	14	67	116	401
Attività a servizio del piano all'inizio dell'esercizio		10			10
Rendimento delle attività a servizio del piano
Effetto aggregazioni aziendali, dismissioni, trasferimenti
Altre variazioni
Attività a servizio del plano alla fine dell'esercizio [b]		18			18
Passività netta rilevata in bliancio (a-b)	171		82	120	358	204			116	ਤੇ ਹੋ।

31 dicembre 2016) riguardano gli incentivi monetari differiti per €95 milioni (€81 milioni al 31 dicembre 2016), i piani di incentivazione di lungo termine per €10 milioni (€12 milioni al 31 dicembre 2016), i

Gli altri fondi per benelici ai dipendenti di €116 milioni al premi di anzianità per €10 milioni (€11 milioni al 31 dicembre 2016) e il fondo gas per €5 milioni (€12 milioni al 31 dicembre 2016). I costi per benefici ai dipendenti, determinati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come di seguito indicato:

FISDE Altri Totale esteri - TER (€ milioni) 2017 42 40 Costo corrente 31 31 Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione Interessi passivi (attivi) netti: - Interessi passivi sull'obbligazione Totale interessi passivi (attivi) netti - di cui rilevato nel costo lavoro - di cui rilevato nei proventi (oneri) finanziari Rivalutazioni dei piani a lungo termine 78 3 73 Totale 75 73 - di cui rilevato nel costo lavoro - di cui rilevato nei proventi (oneri) finanziari 2016 40 43 Costo corrente















Costo per prestazioni passate e Utili/perdite per estinzione
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'obbligazione
Totale interessi passivi [attivi] netti
- di cui rilevato nel costo lavoro
· di cui rilevato nei proventi (oneri) finanziari
(i) (1) Rivalutazioni dei piani a lungo termine
40 48 Totale
43 40 - di cui rilevato nel costo lavoro
. di cui rilevato nei proventi (oneri) finanziari

							831928888
costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:
€ milioni)	TFR	Plani	2017	esterl FISDE Altri Totale TFR esteri FISDE		Plani	2018	Altri Totale
Rivalutazioni:
Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche					(1)		(1)	(1)
Utili e perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	(3)			(3)
Effetto dell'esperienza passata	(1)	4	(1)
Rendimento delle attività a servizio del piano		21
	(4)	(3)	(1)	(8)	13	(1)	(a)

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

			31.12.2017	31.12.2016
tività a servizio del piano: e attività con prezzi quotati in mercati attivi	Comments of Children Comments of Children Comments of Street Children		18
		4. Kon Bund Capital Bon B 4 min. Bergen - Berren - Beach Be Brand Bi Bann

Le attività al servizio del piano sono, generalmente, gestite da asset manager esterni che operano all'interno di strategie di investimento, definite dagli organi di gestione dei fondi pensione per i dipendenti del settore dell'energia elettrica ed il gas in Belgio, di cui la branch belga di Eni SpA è membro, aventi la finalità di assicurare che le attività siano sufficienti al pagamento dei benefici. A tale scopo, gli investimenti sono volti alla massimizzazione del rendimento atteso e al contenimento del livello di rischio attraverso un'opportuna di< versificazione.

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

(€ milioni) DAY THE COLLEGE THE			TFR Planlesteri FISDE FISDE		Altri
2017
Tassi di sconto	· · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · · ·
Tasso di inflazione			(*) ==========================================================================================================================================================================
Aspettativa di vita all'età di 65 anni - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 - 1 -	anni .			24
2016 Раз АПОЧИНА ВИДЕРИИ И ПОДНА В МАРИСИИ СОВ П Д. Т. Т. ГОДА И ВИД И И И И И И И И И И И И И И И И И И ПОД И ПОД И ПОД И ПОДЕЛИ ПОДИСТАВ СПОЖНУЕВ СТОВИЧАЕТИ СОВЕРИИ ПОДЕРИЕ НОВИ
Tassi di sconto	8		1,0 1,00 - 1,50	1.0 .	0 - 1.0
6 Compress as not - an Box ( p ps ( p ) B ( p ( = ) = ( = ( = ) = ( = ) = ( = ) = ( = ) = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = Tasso di inflazione	8	1.0	1,00 - 1,50	1.0	1.0
Aspettativa di vita all'età di 65 anni 1 Particle Partice Participants and Public Stores of Turnel Production Production Production Product 1911, and 11 14 an 19	Tar, being a man a mine a miner de la man a a anni		Barantes (1990) !! Bear Le Le Bith Dell	24

Il tasso di sconto adottato è stato determinato considerando i rendimenti di titoli obbligazionari di aziende Corporate con rating AA. Il tasso di inflazione è coerente con il tasso di sconto adottato e determinato sulla base dell'inflazione implicita riscontrabile su titoli dei mercati finanziari. Sono state adottate le tavole di mortalità redatte dall'Istat (Istat 2014), con eccezione del piano medico FISDE per il quale sono state adottate le tavole di mortalità Istat Proiettate e Selezionate (IPS55).

Gli effetti derivanti da una modifica ragionevolmente possibile delle principali ipotesi attuariali alla fine dell'esercizio sono di seguito indicati:

	Tasso di sconto	Tasso tendenziale di créscita del costu Tasso di inflazione
(€ milioni)	Incremento dello 0,5% Riduzione dello 0,5% :	Incremento del Increme.
Effetto sull'obbilgazione netta:
TFR	81
Piani esteri
FISDE

L'analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con i parametri modificati.

L'ammontare dei contributi che si prevede di versare ai piani per be-

nefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €59 milioni, di cui €11 milioni relativi ai piani a benefici definiti.

Il profilo di scadenza delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è di seguito indicato:

	TFR	FISDE	Altri
31.12.2017
2018	8	3	48
. 507a	a	3	41 .
2020	+= = ++ 11		30
2021	10 .
2022 --------------------------------------------------------------------------------------	10	3
. Oltre il 2022 A = ports == more ============================================================================================================================================================	123 *	47
31.12.2016
2017	9		29
2018	ਰੇ		48
. Telebrig with to 2019	10		43
2020	12
2021	. STEPH 12 1 - 8 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 4 - 6 - 1 - 1 - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 13
Oltre il 2021	151	52

La durata media ponderata delle obbligazioni per piani a benefici per i dipendenti è di seguito indicata:

		TFR	Planl esterl	FISDE	Altri

2017 and and a super of the many of services and	.
Durata media ponderata	anni	9,7	11,0	14,6	2,5
and the contract and the country of the county of		.		.

2016
	anni	ਰੇ.ਰੋ		14.9	2.8
Durata media ponderata · Ammille be change ! bannan "assume " " Samme a" "Trea m " Bloom

31 Altre passività non correnti

Le altre passività non correnti si analizzano come segue:

(€ milioni)		31.12.2017	31.12.2016
Fair value su strumenti finanziari derivati non di copertura 1 on 1 mission of annomal contract and the comments of the comments of the comments of the comments of the comments of the comments само в полносимается своенные ставетского страния с при седения со при седения		156	230
ue su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge Depositi cauzionali		ਨਰੇ	44 250
Altre passività	19.00 0000	691 881	842 1.366

ll fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 32 - "Strumenti finanziari derivati".

l depositi cauzionali a lungo termine di €29 milioni sono diminuiti di €221 milioni per effetto del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas e Power" ad Eni gas e luce SpA relativamente ai depositi cauzionali ricevuti da clienti civili per la fornitura di gas ed energia elettrica. Le altre passività di €691 milioni riguardano essenzialmente: (i) GDF Suez Energia Italia SpA (Gruppo Engie) per il riconoscimento del diritto di ritirare energia elettrica (€458 milioni) ed Engie SA (Gruppo Engie) per la fornitura di gas naturale (€126 milioni) per un periodo di 20 anni; (ii) Trans Tunisian Pipeline Company SpA per la cessione del contratto di leasing di capacità di trasporto sul gasdotto TMPC e la contestuale sottoscrizione di un contratto di trasporto (€39 milioni); (iii) Eni Gas Transport Services SA per la cessione dei contratti passivi di trasporto con Transitgas AG sul tratto svizzero del gasdotto di importazione dall'Olanda (€19 milioni); (iv) Trans Tunisian Pipeline Company SpA per la rinegoziazione del contratto passivo di trasporto sul tratto tunisino del gasdotto di importazione dall'Algeria (€6 milioni) e la rinegoziazione con Trans Austria Gasleitung GmbH del contratto passivo di trasporto gas (€16 millioni).

La differenza tra il valore di mercato e il valore di iscrizione delle altre passività non correnti non è significativa.

ni Relazione Finn

32 Strumenti finanziari derivati

	31.12.2017		31.12.2016
(€ milioni)	Fair value attivo	Fair value passivo	Fair value attivo	Fair value passivo
Contratti derivati non di copertura
Contratti su valute
- Currency swap	187	131	253	રતિક
- Outright	22	24	81	74
- Interest currency swap	85	87	121	123
	294	242	455	500
Contratti su interessi
- Interest rate swap	13	12	21	21
	13	ਡਨ	21	21
Contrati su merci
- Over the counter	256	362	384	324
- Future	4	2	3	4
- Altri	1	1	3	23
	261	365	390	351
	288	ਵੈਂ ਰੋ	866	872
Contratti derivati cash flow hedge
Over the counter	154	31	334	199
	154	. 31	334	199

	18	16	46	46
Opzioni Implicite su prestiti obbligazionari convertibili	738	୧୧୧	1.246	1.117
Totale contratti derivati

Di cui:	533	ટેવર	828	843
· correnti	205	ાક્ષ	418	274
· non correnti

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è calcolato sulla base di quotazioni di mercato fornite da primari info-provider; per gli strumenti non quotati, sulla base di tecniche di valutazione generalmente adottate in ambito finanziario.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie.

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda essenzialmente operazioni in derivati su commodity poste in essere da Gas & Power con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a vendite attese con elevata probabilità o a vendite già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto ai contratti di approvvigionamento. La medesima logica è utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 34 - "Patrimonio netto" e n. 37 - "Costi operativi".

Le opzioni comprendono l'opzione di conversione implicita nel prestito obbligazionario equity - linked cash - settled non diluitivo e le opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (cd. cash - settled call options). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 28 - "Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività finanziarie a lungo termine".

33 Discontinued operations, attività destinate alla vendita e passività direttamente associalità

Discontinued operations

Nel 2017 non vi sono operazioni classificabili come "discontinued operations". Nel 2016 la fattispecie aveva riguardato la plusvalenza

(€355 millioni) relativa alla cessione della Salpem SpA a CDP. Equity SpA avvenuta nel gennaio 2016.

83192892

Attività destinate alla vendita

Le attività destinate alla vendita di €2 milioni si riferiscono principalmente a cessioni di impianti di distribuzione e accolgono la riclassifica della partecipazione in Tigáz Zrt, completamente svalutata, a seguito dell'accordo avvenuto il 18 dicembre 2017 tra Eni e MET Holding AG che prevede la cessione della totalità delle azioni detenute da Eni. Il perfezionamento dell'operazione è subordinato all'approvazione delle Autorità competenti.

34 Patrimonio netto

(€ milioni) 4.005 4.005 Capitale sociale ਰੇਟਰ ਰਵਿਰ Riserva legale (581) (581) Azioni proprie acquistate 581 581 Riserva per acquisto di azioni proprie 10.368 10,368 Altre riserve di capitale: 9.927 9.927 Riserve di rivalutazione: 1 - Legge n. 576/1975 3 - Legge n. 72/1983 2 2 - Legge n. 408/1990 39 ਤਰ - Legge n. 413/1991 9.839 9.839 - Legge n. 342/2000 43 43 - Legge n. 448/2001 378 378 Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993 63 63 Riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986 217 197 Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale 492 612 Riserva IFRS 10 e 11 (16) (19) Altre riserve di utili non disponibili: 15 19 Riserva art. 6, comma 2 D.Lgs. 38/2005 (38) (31) Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale 24.379 22.73 Altre riserve di utili disponibili: 23.237 21.571 Riservo disponibile 412 412 Riserva da contributi in c/capitale art. 88 DPR n. 917/1986 74 74 Riservo art. 14 Legge n. 342/2000 19 19 Riserva plusvalenza da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983 636 ୧36 Riserva da avanzo di fusione Riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993 Riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario	31.12.2017	31.12.2018




























Acconto sui dividendi	(1.441)	(1.441)
3.586 4.521 Utile dell'esercizio
42.529 41.935

Capitale sociale

Al 31 dicembre 2017, il capitale sociale di Eni è costituito da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie, prive di indicazione del valore nominale (stesso ammontare al 31 dicembre 2016) come deliberato dall'Assemblea straordinaria del 16 luglio 2012, di cui: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al 4,34%, di proprietà del Ministero dell'Economia e delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari al 25,76%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 33.045.197 azioni, pari allo 0,91%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.507.408.518 azioni, pari al 69%, di proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone l'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, le riserve di rivalutazione iscritte a seguito delle incorporazioni avvenute in esercizi precedenti di Snam SpA, Somicem SpA ed Enifin SpA di complessivi €474 milioni e dalle stesse imputate in aumento del proprio capitale sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione nel capitale sociale di Eni e concorreranno alla formazione del reddito imponibile ai soli fini IRES in caso di riduzione del capitale sociale per rimborso ai soci. Alla formazione dell'importo di €474 milioni concorrono, perché precedentemente imputate ad aumento del capitale sociale, le seguenti riserve: [i] per Snam, le riserve di rivalutazione: a) Legge n. 576/1975 di €258 milioni, b) Legge n. 72/1983 di €70 milioni, c ) Legge n, 413/1991 di € 137 milioni, d) Legge n. 342/2000 di €8 milioni; (ii) per Somicem, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,05 milioni; (iii) per Enifin SpA, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di €0,8 milioni.

Riserva legale

La riserva legale di €959 milioni include la differenza di conversione (€132 millioni) derivante dalla ridenominazione del capitale sociale in euro deliberata il 1º giugno 2001 dall'Assemblea che non viene considerata ai fini del raggiungimento del limite fissato dall'art, 2430 del Codice Civile ("il quinto del capitale sociale"). La riserva è disponibile per la sola copertura perdite. La riserva legale, anche al netto della differenza di conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto dall'art. 2430 c.c.

Azioni proprie acquistate

Le azioni proprie acquistate, al netto degli utilizzi, ammontano a €581 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2016), e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie. L'Assemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine azionario 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano.

Riserva per acquisto azioni proprie

La riserva per acquisto azioni proprie di €581 milioni (€581 milioni al 31 dicembre 2016) riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti mediante l'utilizzo di altre riserve disponibili per essere destinata all'acquisto di azioni proprie.

Altre riserve di capitale

Riserva IFRS 10 e 11

Le altre riserve di capitale di € 10.368 milioni riguardano:

riserve di rivalutazione: €9.927 milioni. Accolgono l'imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Parte delle riserve (€8.001 milioni) derivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986. Queste riserve sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES;

riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993: €378 milioni. Accoglie la riclassifica della riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (€378 milioni) avvenuta nel 2015. La riserva trae origine dall'adeguamento del patrimonio netto previsto dalla legge citata per gli Enti trasformati in società per azioni effettuato nel 1995. Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprie";

riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986: €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell'Economia e delle Finanze sulla base delle leggi citate che hanno autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli Investimenti (Leggi n. 730/1983 e 41/1986) e a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.

Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale

La riserva di €197 milioni riguarda la riserva per la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge stipulati da Gas & Power al netto del relativo effetto fiscale, come di seguito indicato:

	Derivati di copertura cash flow hedge
10.000 Riserva al 31 dicembre 2016	Riserva lorda 285	Effetto fiscal	Riserva netta 217
Variazione dell'esercizio 2017			LUI
Riserva al 31 dicembre 2017			197

La riduzione di €20 milioni include il reversal a conto economico di proventi netti pari a €16 milioni, di cui oneri per €28 milioni rilevati negli acquisti, prestazioni e costi diversi e proventi per €44 milioni rilevati nei ricavi della gestione caratteristica.

La riserva di €492 millioni si è costituita a seguito dell'adozione, con

efficacia 1º gennaio 2014, delle disposizioni dei principi contabili inter-

nazionali IFRS 10 e IFRS 11 che hanno comportato il consolidamento

proporzionale delle società controllate congiuntamente classificate

come joint operation. La riserva pertanto deriva dal processo di conso-

lidamento proporzionale e accoglie essenzialmente la differenza tra il

valore delle partecipazioni classificate come joint operation, oggetto di

eliminazione nel processo di consolidamento, e la frazione corrispon-

dente dell'attivo e passivo della joint operation rilevata. La riserva si

terest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico relativamente alla joint operation Mozambique Rovuma Venture SpA (ex Eni East Africa SpA).

Altre riserve di utili non disponibili

Le altre riserve di utili non disponibili negative per €16 milioni riguardano: riserva art. 6 comma 2, D.Lgs. n. 38/2005: la riserva di €15 milioni . si incrementa per €18 milioni a seguito della delibera dell'Assemblea ordinaria del 13 aprile 2017 in sede di attribuzione dell'utile 2016 e corrispondente alle plusvalenze iscritte nel conto economico, al netto del relativo onere fiscale e diverse da quelle riferibili agli strumenti finanziari di negoziazione e all'operatività in cambi e di copertura, che discendono dall'applicazione del criterio del valore equo (fair value) ai sensi dell'art. 6, comma 2, lettera a) del D.Lgs. n. 38/2005. La riserva si riduce di €22 milioni in misura corrispondente all'importo realizzato nel corso del 2017 come di seguito indicato:

riduce di € 120 milioni per effetto essenzialmente della cessione dell'in-Valutazione rimanenze Effetto fiscale Riserya netta Riserva lorda (€ milioni) 28 Riserva al 31 dicembre 2016 26 81 Attribuzione utile 2016 (22) (33) Variazione dell'esercizio 2017 15 21 Riserva al 31 dicembre 2017

1:4:00:00 GIJE:2 0 . . . . . . 1. 91. 11 0 11 0 2017

riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale: la riserva negativa di €31 milioni riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo. Le rivalutazioni, comprensive degli utili e delle perdite attuariali, rilevati nel prospetto dell'utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economico.

Altre riserve di utili disponibili

Le altre riserve di utili disponibili di €24.379 milioni riguardano:

riserva disponibile: €23.237 milioni si incrementa di €1.666 milioni a seguito della delibera dell'Assemblea ordinaria del 13 aprile 2017 in sede di attribuzione dell'utile 2016 (€1.644 milioni) e della riclassifica della riserva art. 6, comma 2, del D.Lgs. n. 38/2005 costituita in sede assembleare per effetto del realizzo avvenuto nel corso del 2017 (€22 milioni);
riserva da contributi in c/capitale art. 88 DPR n. 917/1986: €412 milioni. Accoglie: [i] ai sensi dell'art. 173, comma 9, del DPR n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 dell'Italgas SpA in sospensione d'imposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incassati fino all'esercizio 1988 (€43 milioni); (ii) ai sensi dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, la ricostituzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contributi in conto capitale per la parte accantonata in sospensione di imposta al soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni dell'art. 88 del DPR n. 917/86 che si sono succedute nel tempo;
riserva art. 14 Legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il riallineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell'utile dell'esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclassificando la "Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 DPR n. 917/1986" per la parte da considerarsi in sospensione di imposta ai fini IRES;
riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983: € 19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, della corrispondente riserva dell'incorporata Agip relativa alle plusvalenze in sospensione d'imposta ai fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipazioni;
riserva da avanzo di fusione: €636 milioni. Accoglie l'avanzo di fusione derivante dall'incorporazione di Est Più Spa, con effetto dal 1º dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, avvenuta il 1º novembre

2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1ª ottobre 2014 (€5 milioni) e ACAM Clienti SpA, con effetto dal 1º dicembre 2016 (€12 milioni). La riserva include inoltre l'effetto della riclassifica della riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (€607 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio 2012 la riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione derivanti dalle incorporazioni di società, era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprie". Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili;

riserva art. 13 D.Lgs. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sensi dell'art. 13 del D.Lgs. n. 124/1993, la quota dell'utile dell'esercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell'esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipano, rispettivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06, €0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappresenta la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, delle corrispondenti riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riserva è in sospensione d'imposta ai soli fini IRES;
riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario: €0,4 milioni; la riserva accoglie gli effetti del nuovo piano di lungo termine azionario 2017-2019 approvato dall'Assemblea degli azionisti del 13 aprile 2017 in contropartita del conto economico in relazione ai dipendenti Eni [€0,3 milioni] e in contropartita alla voce partecipazioni (€0,1 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate.

Acconto sui dividendi

Riguarda per €1.441 milioni l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2017 di €0,4 per azione deliberato il 14 settembre 2017 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile e messo in pagamento a partire dal 20 settembre 2017.

Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso di distribuzione, sulle quali tuttavia non sono state stanziate imposte differite perché non se ne prevede la distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa €0,86 miliardi salvo l'utilizzo di perdite fiscali disponibili. Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore ed accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali ammontano a €0,5 miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano a €24,96 miliardi.

	Risultato dell'esercizio		Patrimonio netto
E milioni)	2017	2016	31.12.2017	31.12.2018
nl SpA	3.586	4.521	42.529	41.985
i cui eccedenza dei patrimoni netti, comprensivi dei risultati di esercizio,
ispetto ai valori di carico delle partecinazioni in inint operation	(202)	(22)	200	COO

Informativa degli effetti sul risultato e sul patrimonio netto di Eni SpA per applicazione IFRS 11

Ent Reiserione Finita State Stin

Anahate 201

35 Garanzie, impegni e rischi

Le garanzie di €75.877 milioni (€81.613 milioni al 31 dicembre 2016) si analizzano come segue:

		31.12.2017			31.12.2016
(€ milioni)	Fidejusslonl	Altre garanzle personall	Totale	Fidejussioni	Altre garanzie personali	Totale
imprese controllate	21 815	44.301	66.116	26.334	44.322	20.656
Imprese collegate e joint venture	6.122	1.275	7.397	6.122	2.128	8.250
Proprio		2.187	2.187		2.506	2.506
Altri		177	177		201	201
Totale	27.937	47.940	75.877	32.456	49.157	81.613

Le fidejussioni prestate nell'interesse di imprese controllate di €21.815 milioni riguardano:

per €18.897 milioni le fidejussioni prestate a garanzia degli impegni contrattuali assunti dalle imprese controllate operanti nel settore Exploration & Production, riferite essenzialmente alla realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative minerarie approvate. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a €8.345 milioni;
per €2.815 milioni le fidejussioni rilasciate ad Eni Angola SpA a fronte di contratti di leasing (chartering, operation and maintenance) di navi FPSO da utilizzare nell'ambito dei progetti di sviluppo in Angola. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a €2.616 milioni;
per €103 milioni le fidejussioni prestate a garanzia degli impegni contrattuali assunti essenzialmente dalla Versalis France SAS e dalla Syndial SpA. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale.

La riduzione di €4.519 milioni è essenzialmente dovuta all'effetto cambio delle fideiussioni in USD.

Le fidejussioni prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di €6.122 milioni sono relative alla fidejussione prestata alla Treno Alta Velocità - TAV - SpA [ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA] con la quale Eni garantisce il puntuale e corretto adempimento del progetto e della esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV Uno (Consorzio Eni per l'Alta Velocità, 50,36% Gruppo Saipem). L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a € 3 milioni. I partecipanti al Consorzio hanno rilasciato ad Eni lettere di manleva nonché, escluse le società controllate da Eni, garanzia bancaria a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavori rispettivamente assegnate.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese controllate di €44.301 milioni riguardano:

per €20.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di "Medium Term Notes". Al 31 dicembre 2017 l'impegno effettivo, corrispondente al valore nominale e agli interessi dei titoli emessi da Eni Finance International SA, ammonta a € 1.916 milioni;
per €4.000 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di Euro Commercial Paper, fino a un massimo di €4.000 milioni. Al 31 dicembre 2017 l'impegno effettivo è di € 1.038 milioni;
per €2.501 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance USA Inc a fronte del programma di emissio-

ne di USA Commercial Paper. Al 31 dicembre 2017 l'impegno effettivo è di € 1.401 milioni;

per € 1.667 milioni la garanzia rilasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di USA Commercial Paper. Al 31 dicembre 2017 l'impegno effettivo è pari a zero;
per €9.493 milioni, le garanzie rilasciate a favore di terzi e di società controllate, a loro volta manlevate a favore di Eni, a fronte in particolare di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi al settore Refining & Marketing (€208 milioni), Altre attività e società finanziarie (€684 milioni), Gas & Power (€8.486 milioni) e Chimica (€115 milioni). L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;
per €3.746 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito a imprese controllate. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a €2.653 milioni; per € 1.196 milioni le garanzie concesse a favore dell'Amministrazio
ne finanziaria dello Stato essenzialmente per i rimborsi IVA; per € 1.168 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e
Gulf LNG Pipeline nell'interesse di Eni Usa Gas Marketing LLC ([100% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle (ee di rigassificazione relative al GNL immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni Usa Gas Marketing LLC. La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007 ) al 2031 e riguarda il 100% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;

per €326 milioni le garanzie rilasciate a favore di Cameron LNG nell'interesse di Eni USA Gas Marketing LLC (100% Eni) essenzialmente a fronte del contratto di rigassificazione sottoscritto in data 1ª agosto 2005. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari a €324 milioni;

per € 137 milioni le garanzie rilasciate a imprese assicuratrici nell'interesse di Eni Insurance DAC a fronte dei contratti di riassicurazione a favore delle imprese del gruppo. L'impegno effettivo al 39 dicembr 2017 è pari al valore nominale;

per €34 milioni le garanzie rilasciate a favore della Dogana di Lione nell'interesse di Eni France Sàrl (100% Eni Intejnational BV) e da questa manlevate a favore di Eni. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a €25 milioni;

per €33 milioni la garanzia prestata a fayore di Cameron Intersfate Pipeline LLC nell'interesse di Eni USA Bas Marketing CCC (100% Eni) a fronte del contratto di trasporto per la commercializzazione del gas nelle aree di vendita del mercato americano. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di €1.275 milioni riguardano essenzialmente:

· per €1.162 milioni, le garanzie prestate a favore di terzi e di società controllate a fronte di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi essenzialmente al Gruppo Saipem. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;
per €56 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito a imprese del Gruppo Saipem. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;
le controgaranzie di performance di €57 milioni, rilasciate a favore di Unión Fenosa SA nell'interesse di Unión Fenosa Gas SA (50% Eni) a fronte degli impegni contrattuali connessi all'attività operativa di quest'ultima. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 ammonta a €50 millioni.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse proprio di €2.187 milioni riguardano:

per €1.177 milioni le manleve a favore di banche a fronte delle fidejussioni da queste rilasciate a favore delle Amministrazioni statali e società private per partecipazioni a gare d'appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buona esecuzione lavori e contratti di fornitura e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di finanziamenti concessi. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;

per €1.010 milioni la garanzia bancaria rilasciata a GasTerra al fine di ottenere la rinuncia da parte di quest'ultima al provvedimento cautelare provvisorio di sequestro operato sulla partecipazione di Eni in Eni International BV richiesto e ottenuto dal giudice olandese nel mese di luglio 2016. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di €177 milioni riguardano:

per €169 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service LLC [13,6% Eni] a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL acquistato da Angola LNG Ltd e immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007] al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;
per €7 milioni la lettera di patronage rilasciata a favore della banca a fronte del finanziamento concesso alla società Sigemi Srl.
L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al valore nominale;
per €1 milione le garanzie rilasciate a favore di terzi a fronte essenzialmente di partecipazioni a gare di appalto relative al Gruppo Italgas. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2017 è pari al nominale.

Impegni e rischi

	31.12.2017	31.12.2016
Impegn THERETHE TELLER COLLECTION COLLECTION CONSULTION THE TELL COLLECTION CONTROLLERS CONTRICE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONTRICLE CONT	148	225
Rischi	- 6 -- 11 436	243
саместия мартина представляется пристия с кое до вес коле собствания ми виполниции медиании по стания	584	468

Gli impegni di €148 milioni riguardano essenzialmente l'impegno derivante dal protocollo di intenti stipulato nel 1998 con la Regione Basilicata connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni nell'area della Val d'Agri che prevede diversi interventi congiunti, in gran parte già regolamentati da accordi attuativi; relativamente a quest'ultimo al 31 dicembre 2017 l'impegno massimo, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, è quantificabile in €128 milioni (€69 milioni in quota Eni, di cui €63 milioni come anticipazione finanziaria sulle royalty dovute sulla futura produzione e €6 milioni come impegno economico]. I rischi di €436 milioni riguardano essenzialmente i rischi di custodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e prodotti petroliferi presso le raffinerie e i depositi della Società per i quali esiste una polizza assicurativa.

Altri impegni e rischi

Gli altri impegni e rischi includono:

· gli impegni derivanti dai contratti di approvvigionamento di gas naturale di lungo termine stipulati da Eni, che contengono clausole di take-or-pay, sono indicati nel paragrafo "Andamento operativo - Gas & Power - Quadro normativo" della Relazione sulla gestione al bilancio consolidato:
gli impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto di gas naturale dall'estero, con clausole di ship-or-pay, stipulati da Eni con

le società proprietarie, o titolari dei diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione;

con la firma dell'Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l'impegno, precedentemente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Convenzione con Treno Alta Velocità - TAV SpA [ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA], a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona tratta Treviglio-Brescia. Il suddetto Atto Integrativo vede impegnato, quale General Contractor, il Consorzio Eni per l'Alta Velocità Due. A tutela della garanzia prestata, il Regolamento del Consorzio CEPAV Due obbliga i consorziati a rilasciare in favore di Eni adeguate manleve e garanzie;
Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di società del settore Exploration & Production il cui ammontare massimo garantito non è definibile a priori in quanto a copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi;
le garanzie rilasciate a favore di Syndial SpA a fronte di contratti di cessione di complessi immobiliari per mantenerla indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
le Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di Eni Insurance DAC a favore di Oil Insurance Limited-Bermuda;
l'impegno a smantellare un impianto dimostrativo a Porto Torres delle tecnologie di "benefication" del carbone a basso impatto ambientale, la cui costruzione è stata realizzata da Eni attraverso società con-

trollate e finanziate dall'Agenzia per la Promozione dello Sviluppo del Mezzogiorno. L'impianto al collaudo sperimentale definitivo è risultato non suscettibile di utilizzazione produttiva. Gli oneri di smantellamento, dedotti i ricavi della vendita delle componenti dell'impianto, sono a carico di Eni:

gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occasione della realizzazione dell'oleodotto Genova-Ingolstadt a garanzia degli obblighi delle società controllate, in relazione alla realizzazione e all'esercizio del tratto svizzero (Oleodotto del Reno SA - 100% Syndial SpA). Al 31 dicembre 2017 il tratto rimasto e per il quale vige l'impegno di Eni è limitato alla tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale sono state avviate, in accordo con le Autorità svizzere competenti, le attività di progettazione per la dismissione della condotta valutando al contempo eventuali possibilità di riutilizzo dell'asset;
le residue manleve rilasciate in proporzione alla partecipazione Eni in Unión Fenosa Gas SA a favore di Unión Fenosa SA a fronte degli impegni assunti dalle società del Gruppo Unión Fenosa Gas SA per l'adempimento dei contratti in essere all'atto di acquisto del 50% del capitale sociale di Unión Fenosa Gas SA avvenuto in data 24 luglio 2003.

Gli impegni e le manleve per qualunque fatto, anche di natura economica e/o ambientale, che dovesse insorgere dopo i conferimenti/cessioni di rami d'azienda, derivante e/o comunque riconducibile ad attività svolte anteriormente alla data di decorrenza degli stessi. Tra gli altri:

· ramo d'azienda "Attività E&P - Pianura Padana" da Eni a Società Padana Energia SpA; decorrenza 31 dicembre 2009.

Gestione dei rischi d'impresa

Premesso

Nell'ambito dei rischi d'impresa, i principali rischi identificati, monitorati e gestiti da Eni sono i seguenti: (i) il rischio mercato derivante dall'esposizione alle fluttuazioni dei prezzi delle commodity energetiche, dei tassi di interesse e dei tassi di cambio tra l'euro e le altre valute nelle quali opera l'impresa; (ii) il rischio di credito derivante dalla possibilità di default di una controparte; (iii) il rischio liquidità derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni finanziari a breve termine. La gestione dei rischi finanziari si basa su linee guida emanate centralmente con l'obiettivo di uniformare e coordinare le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). La parte fondamentale di tale "policy" è la gestione integrata e accentrata del rischio di prezzo commodity e l'adozione di strategie di Asset Backed Hedging per ottimizzare l'esposizione di Eni a tali rischi. Con riferimento agli altri rischi che caratterizzano la gestione si rinvia alla nota – "Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi d'impresa" delle note al bilancio consolidato.

RISCHIO DI MERCATO

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra indicate "Linee di indirizzo" e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA, Eni Finance USA Inc e Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk"] 83192886

nonché su Eni Trading & Shipping per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare Finanza Eni Corporate ed Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari di Eni. Il rischio di prezzo delle commodity associato alle esposizioni commerciali è trasferito dalle singole unità di business (Linee di Business di Eni SpA/Consociate) alla linea di business Gas & LNG Marketing and Power che gestisce la componente di rischio mercato in un'ottica di portafoglio, mentre Eni Trading & Shipping SpA assicura la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trading & Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (OTF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading & Shipping ed Eni SpA sulla base delle asset class di competenza.

I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimizzazione. Eni monitora che ogn attività in derivati classificata come risk reducing [ossia riconducibile ad operazioni di Back to Back, Flow Hedging, Asset Backed Hedging o Portfolio Management ] sia direttamente o indirettamente collegata agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario.

L'attività di trading proprietario è segregata ex ante dalle altre attività in appositi portafogli di Eni Trading & Shipping e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il nozionale lordo delle attività di trading pro prietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di Stop Loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e in termini di Value at Risk (VaR), metodo che fornisce una rappresentazione dei rischi nella prospettiva del valore economico, indicando la perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dato un determinato livello di confidenza, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato, tenuto conto della correlazione esistente tra le posizioni detenute in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di cambio, i limiti [espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posízioni a rischilo il in a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici dell'hedging naturale. Le metodologie di calcolo è le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigilanza Bancaria e i limiti di rischio sono deliniti in base a un approccio prudenziale nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimen-

24: R R = 3 = 1 0 = 0 = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

301

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Eni Ediosent Finandiarie Anausia 2017

to alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguarda il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione di questo rischio finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, e di Stop Loss con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietario. La delega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentra le richieste di copertura in strumenti derivati della Direzione Gas & LNG Marketing and Power Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento. Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidabilità nell'ambito dei limiti assegnati. L'attività di gestione della liquidità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset management realizzata tramite operazioni in conto proprio in ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento, pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di tutela del capitale e disponibilità immediata della liquidità. Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gestione e di controllo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

RISCHIO DI MERCATO - TASSO DI CAMBIO

L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della conversione di attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull'utile operativo di Eni e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l'esposizione residua, le "Linee di indirizzo" ammettono l'utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

RISCHIO DI MERCATO - TASSO D'INTERESSE

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli obiettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eni utilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare Interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

RISCHIO DI MERCATO - COMMODITY

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: a) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal CdA in quanto frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includono ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il CdA identifica come esposizione di natura strategica (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margine stesso o alle attività di asset backed hedging) e le scorte obbligatorie minime; b) esposizione commerciale: tale tipologia di esposizioni include le componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali e, qualora connesse ad impegni di takeor-pay, le componenti non contrattualizzate afferenti l'orizzonte temporale del piano quadriennale e del budget e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l'implementazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss ]. All'interno delle esposizioni commerciali si individuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/ opzionalità degli asset; c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto proprio in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery, sia nell'ambito dei mercati fisici, sia dei mercati finanziari, con l'obiettivo di ottenere un profitto al verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel rispetto di specifici limiti di rischio

AI Terminal

4348_10-k_2018-06-07_dec9c6f7-0c35-4003-bf47-9fcf55d9aef7.pdf

243 BILANCIO CONSOLIDATO 2017 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OILAGAS PREVISTE DALLA SEC

PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)

8 3 1 9 2 (839

gas naturale

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

83192 | 845

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

Attestazione a norma delle disposizioni dell'art. 154-bis, comma 5 del D.Lgs. 58/1998 (Testo Unico della Finanza)

Relazione della società di revisione indipendente ai sensi dell'art. 14 del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'art. 10 del Regolamento (IJE) n. 537/2014

Relazione sulla revisione contabile del bilancio consolidato

Giudizio

Elementi alla base del giudizio

Aspetti chiave della revisione contabile

Aspetti chiave

Risposte di revisione

Riserve di petrolio e di gas naturale

Inoltre, il peggioramento del contesto operativo di alcuni paesi in cui opera il Gruppo Eni, rappresenta un ulteriore elemento di incertezza nella valutazione della recuperabilità delle attività ad essi riferite.

Procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di impresa

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio consolidato

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato

Altre informazioni comunicate ai sensi dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

Giudizio ai sensi dell'art. 14, comma 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39 e dell'art. 123-bis, comma 4, del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58

Dichiarazione ai sensi dell'art. 4 del Regolamento Consob di attuazione del D. Lgs. 30 dicembre 2016, n. 254

stato patrimoniale

CONTO ECONOMICO

prospetto dell'utile complessivo

prospetto delle variazioni nelle voci di Patrimonio netto

RENDICONTO FINANZIARIO

NOTE AL BILANCIO DI ESERCIZIO

1 Criteri di redazione

2 Criteri di valutazione

3 Schemi di bilancio3

4 Modifica dei criteri contabili

5 Stime contabili e giudizi significativi

6 Principi contabili di recente emanazione

ATTIVITÀ CORRENTI

7 Disponibilità liquide ed equivalenti

8 Attività finanziarie destinate al trading

Le attività finanziarie destinate al trading si analizzano per valuta come segue:

9 · Crediti commerciali e altri crediti

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

10 Rimanenze

13 Altre attività correnti

ATTIVITÀ NON CORRENTI

14 Immobili, impianti e macchinari

16 Attività immateriali

17 | Svalutazioni e riprese di valore di attività materiali e immateriali

18 Partecipazioni

19 Altre attività finanziarie

20 Altività per imposte anticipate

21 Altre attività non correnti

83192880

PASSIVITÀ CORRENTI

22 Passività finanziarie a breve termine

23 : Quota a breve di passività finanziarie a lungo termine

24 | Debiti commerciali e altri debiti

25 Passività per imposte sul reddito correnti

26 Passività per altre imposte correnti

27 Altre passività correnti

PASSIVITÀ NON CORRENTI

28 Passività finanziarie a lungo termine e quote a breve di passività a lungo termine

L'analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2017 è di seguito indicata:

29 Fondi per rischi e oneri

30 · Fondi per benefici ai dipendenti

31 Altre passività non correnti

32 Strumenti finanziari derivati

33 Discontinued operations, attività destinate alla vendita e passività direttamente associalità

Discontinued operations

Attività destinate alla vendita

34 Patrimonio netto

Capitale sociale

Riserva legale

Azioni proprie acquistate

Riserva per acquisto azioni proprie

Altre riserve di capitale

Riserva fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale