COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

CONTO ECONOMICO

$[$ € milioni]	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. X
	66.919	55.762	72.286	11.157	20,0
Ricavi della gestione caratteristica	4.058	931	1.252	3.127
Altri ricavi e proventi	[55.412]	(47.118)	(59.967)	(8.294)	(17, 6)
Costi operativi	(32)	16	(485)	(48)	$\ddot{\phantom{0}}$
Altri proventi e oneri operativi	(7.483)	[7.559]	[8.940]	76	1,0
Ammortamenti	225	475	(6.534)	(250)	(52, 6)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	(263)	(350)	(688)	87	24,9
Radiazioni	8.012	2.157	(3.076)	5.855	271,4
Utile (perdita) operativo	[1.236]	[885]	(1.306)	[351]	(39,7)
Proventi (oneri) finanziari	68	(380)	105	448	$\cdots$
Proventi netti su partecipazioni	6.844	892	(4.277)	5.952	$\bullet$
Utile (perdita) prima delle imposte		(1.936)	(3.122)	(1.531)	(79,1)
Imposte sul reddito	[3.467]	217,0
Tax rate (%) --------------------------------------	50,7 3.377	(1.044)	(7.399)	4.421
Utile (perdita) netto - continuing operations		(413)	(1.974)	413
Utile (perdita) netto - discontinued operations		(1.457)	(9.373)	4.834
Utile (perdita) netto	3.377
di competenza:			(8.778)	4.838
Enl:	3.374	[1.464]	(7.952)	4.425
- continuing operations	3.374	(1.051)	[826]	413
- discontinued operations		(413)		(4)	(57, 1)
Interessenze di terzi:			(595) 553	(4)	(57, 1)
- continuing operations	з	7
- discontinued operations			(1.148)

Nel 2017 Eni ha conseguito un forte recupero di redditività e un sensibile miglioramento nella generazione di cassa e negli indici patrimoniali grazie all'efficace implementazione della strategia di trasformazione dell'azienda basata sulla crescita profittevole nell'upstream, il completamento del "turnaround" del business mid-downstream e le azioni di efficienza che hanno permesso all'Azienda di cogliere appieno il beneficio della ripresa dello scenario commodity. L'upstream ha registrato nel 2017 il livello produttivo medio annuo più elevato della storia di Eni a circa 1,82 milioni di boe/giorno e un utile operativo adjusted raddoppiato facendo leva sulla riduzione del time-to-market delle riserve, i continui successi esplorativi, il controllo degli opex e la selezione degli investimenti di sviluppo diminuiti del 40% rispetto alla baseline 2014. Il settore G&P ha traguardato con un anno di anticipo l'obiettivo di risultato positivo strutturale grazie alle rinegoziazioni dei contratti long-term, alla riduzione dei costi di logisitica e alle buone performance dei business a valore aggiunto (GNL, trading di commodity e retail). I business R&M e Chimica chiudono l'anno con un utile operativo adjusted record di €991 milioni, che riflette il complessivo processo di ristrutturazione messo in atto con l'ottimizzazione dell'assetto impiantistico, l'efficienza nei costi e lo spostamento del mix produttivo su segmenti a maggiore valore aggiunto (specialties, produzioni verdi), conseguendo la riduzione del margine di break-even delle raffinerie al di sotto dei 4 \$/barile e il miglioramento della redditività media dei prodotti chimici. Sulla base di questi driver il fatturato di Gruppo è aumentato del 20%, l'utile operativo reported a €8.012 milioni è quasi quadruplicato e l'utile netto consolidato di competenza degli azionisti Eni è stato di €3.374 milioni rispetto alla perdita netta consolidata del 2016 di €1.464 milioni (il risultato 2016 comprende la perdita delle discontinued operations di €413 milioni dovuta alla svalutazione di €441 milioni della partecipazione Saipem per allineamento al fair value rappresentato dalla capitalizzazione di borsa alla data della perdita del controllo il 22 gennaio 2016). Il risultato ha beneficiato della normalizzazione del tax rate dal 217% al 51% dovuta alla migliorata redditività della E&P che ha consentito una maggiore fiscalizzazione dei costi riconosciuti anche nei contratti di PSA e di ridurre l'incidenza dei costi non deducibili, nonchi di proventi straordinari netti di €1.116 milioni (€839 milioni dopo le imposte) riferiti principalmente alle plusyalenze connesse all'implementazione del Dual Exploration Model con il closing. delle cessioni del 40% del progetto Zohr e géll'increst del 25% nel permesso esplorativo in sviluppo dell'Area 4 in Mozambico rilevando plusvalenze nette di €2.739 milopi (€3,266 milioni al lordo del relativo effetto fiscale), assorbite per circa due terzi da oneri straordinari netti.

$8319266$

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$.83192/657$

Escludendo dall'utile operativo e dall'utile netto reported i citati proventi/oneri straordinari ("special items") e il profit on stock (€219 milioni e €156 milioni, rispettivamente prima e dopo le imposte), si ottengono i seguenti risultati adjusted: utile operativo adjusted di €5.803 milioni [+151% rispetto al 2016], utile netto adjusted di competenza azionisti Eni di €2.379 milioni rispetto alla perdita di €340 milioni nel 2016.

La generazione di cassa si ridetermina in circa €10 miliardi (+25% rispetto al 2016) determinando un surplus di €2,4 miliardi rispetto agli investimenti di €7,6 miliardi, esposti al netto delle quote di capex relative agli interest di minoranza ceduti a terzi nei progetti Zohr e Area 4 in Mozambico sostenuti da Eni fino al perfezionamento delle relative transazioni ed oggetto di rimborso con il corrispettivo della cessione. Tale surplus ha coperto circa l'80% del dividendo di €2.881 milioni allo scenario consuntivo di 54 \$/barile; pertanto sulla base della sensitivity di Gruppo al prezzo del petrolio (v. pag. 75) la cash neutrality per la copertura organica degli investimenti e del dividendo si determina in 57 \$/barile.

Al 31 dicembre 2017, l'indebitamento finanziario netto è pari a €10.916 milioni con una riduzione del 26% rispetto a fine 2016. Il gearing è pari a 0,18, livello competitivo tra le major europee, e il leverage scende a 0,23 rispetto a 0,28 di fine 2016.

Risultati adjusted e composizione degli special items¹

(€ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo	8.012	2.157	[3.076]	5.855	271,4
Eliminazione (utile) perdita di magazzino	(219)	(175)	1.136
Esclusione special item	(1.990)	333	6.426
Utile (perdita) operativo adjusted ^(.)	5.803	2.315	4.486	3.488	150,7
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Eni	3.374	(1.051)	(7.952)	4.425
Eliminazione (utile) perdita di magazzino	[156]	(120)	782
Esclusione special item	(839)	831	7.973
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni(a)	2.379	(340)	803	2.719
Tax rate (%)	56.8	120.6	82,4
[a] I dati del 2015 sono claborati su base standalone cioè escludendo del tutto e non limitatamente ai terzi, il contributo Saipem alle continuing operations, assumendo pertanto il deconsolidamento della stessa.

Gli special item sono rappresentati da proventi netti di €839 milioni, relativi principalmente a:

plusvalenze realizzate sulla cessione del 40% dell'asset Zohr in fil Egitto (€1.281 milioni) e dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico (€1.985 milioni);
[ii] riprese di valore di asset oil&gas al netto di svalutazioni [effetto complessivo positivo €154 milioni) che hanno come driver revisioni positive delle riserve, l'aggiornamento delle proiezioni di opex/capex e gli effetti della riforma fiscale USA;
(iii) riprese di valore nette dell'attivo fisso del settore G&P pari a €146 milioni riferite principalmente all'allineamento al fair value delle attività di distribuzione gas in Ungheria per le quali è stata definita la dismissione nel 2018 al netto di svalutazioni delle centrali power per effetto scenario e di un'infrastruttura di trasporto per rischio paese;
(iv) svalutazioni di partecipazioni valutate all'equity (€537 milioni) relative a joint venture prevalentemente in E&P e G&P nonchè la componente di perdita straordinaria della Saipem;
(v) accantonamenti a fondo rischi di €448 milioni riferiti principalmente a contenziosi commerciali e contrattuali nel settore E&P;
(vi) svalutazioni di crediti per il recupero di costi d'investimento e d'altra natura prevalentemente nel settore E&P (€393 milioni):
(vii) la rettifica dell'accantonamento a fondo svalutazione crediti commerciali del business di vendita retail, facente parte del reportable ségment G&P, per rideterminare l'onere secondo $\mathcal{O}(10^{-3})$ . The $\mathcal{O}(10^{-3})$

il modello dell'expected loss adottato nel reporting statutory di Gruppo dal 2018 in luogo di quello determinato secondo il criterio corrente della perdita sostenuta (€223 milioni);

(viii) oneri ambientali (€208 milioni) rilevati in particolare nei settori R&M e Chimica ed E&P;
[ix] la componente valutativa di derivati su commodity privi dei requisiti formali per essere contabilizzati in hedge accounting $[£146$ milioni];
differenze e derivati su cambi riclassificati dagli oneri/proven- $(x)$ ti finanziari all'utile operativo (onere di €248 milioni) di cui €171 milioni riferiti al settore G&P relativi ai derivati attivati per la gestione del rischio connesso all'esposizione dei margini industriali e dei debiti e crediti commerciali in valuta ai movimenti dei tassi di cambio e le relative differenze cambio di traduzione:
(xi) svalutazioni di investimenti di periodo nel business R&M relative a CGU interamente svalutate in precedenti reporting period, prive di prospettive di redditività (€130 milioni), in parte compensate dalla ripresa di valore della CGU unica che comprende il business della chimica in funzione delle migliorate prospettive di redditività (€76 milioni);
(xii) l'effetto fiscale degli special item illustrati, la svalutazione delle attività per imposte anticipate delle consociate USA per effetto della riforma fiscale (€115 milioni), compensate dalla rilevazione di imposte differite attive del business della chimica in funzione della proiezione di maggiori redditi imponibili futuri.

[1] Il significato delle misure di risultato Non-GAAP e la riconduzione delle misure GAAP più direttamente confrontabili è illustrato a pag. 76.

Ent Betekt

83192658

Dettaglio degli special item				÷
(€ milioni)	2017	2016	2015
Special item dell'utile (perdita) operativo	(1.990)	333	8.251	.naastilfis Xnaga
- oneri ambientali	208	193	225
- svalutazioni (riprese di valore) nette	(221)	(459)	7.124
- radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti			169
- plusvalenze nette su cessione di asset	[3, 283]	(10)	(406)
· accantonomenti a fondo rischi	448	151	211
- oneri per incentivazione all'esodo	49	47	42
- derivati su commodity	146	[427]	164
- differenze e derivati su cambi	[248]	[19]	(63)
- altro فأوضأ والمسترد المتباد المتواد المتراد	911	850	785
Onerl (proventl) finanzlarl	502	166	292
di cui:
- riclassifica delle differenze e derivati su cambi nell'utile (perdita) operativo	248	19	63
Oneri (proventi) su partecipazioni	372	817	488
di cui:
- plusvalenze da cessione	[163]	[57]	(33)
- svalutazioni (riprese di valore) di partecipazioni	537	896	506
Imposte sul reddito	277	[72]	(7)
di cui:
· svalutazione netta imposte anticipate imprese italiane		170	880
- svalutazioni nette imposte differite estero upstream		6	860
· riforma fiscale Stati Uniti	115
- fiscalità su special item dell'utile (perdita) operativo e altro	162	[248]	(1.747)
Totale special item dell'utile (perdita) netto	(839)	1.244	9.024
di competenza:
· interessenze di terzi			353
azionisti Enl	(839)	1.244	8.671

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

(€ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. X
Exploration & Production	2.724	508	991	2.216
Gas & Power	52	(330)	[168]	382
Refining & Marketing e Chimica	663	419	512	244	58,2
Corporate e altre attività	[1.041]	(991)	(663)	(50)	(5,0)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato ^(a)	$[16]$	61	1.250	(77)
Utile [perdita] netto adjusted - continuing operations	2.382	[333]	1.922	2.715
di competenza:
-interessenze di terzi			605	(4)	(57,1)
- azionisti Eni	2.379	[340]	1.317	2.719
Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations			(514)		$\ddot{\phantom{1}}$
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni su base standalone	2.379	(340)	803	2.719

(a) Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell'impresa acquirente.

Nel 2017 i risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato dalla ripresa del prezzo di riferimento del Brent in particolare nella parte finale dell'anno, sostenuto dal migliore bilanciamento dei fondamentali con la domanda in crescita trainata dalla ripresa economica e l'eccesso d'offerta mitigato dai tagli produttivi dell'OPEC e di altri Paesi. In media annua il prezzo di riferimento del Brent segna un recupero del 24% rispetto al periodo di confronto. Tali fattori sono stati parzialmente compensati dall'indebolimento del dollaro rispetto all'euro, dal minore apprezzamento dei prezzi di realizzo medi Eni rispetto al Brent, la cui ripresa non ha ancora interessato i prezzi del gas dato il lag temporale delle formule oil-linked. Il margine benchmark dell'attività di raffinazione Eni (Standard Eni Refining Margin - SERM) che approssima il sistema e i bilanci materia delle raffinerie Eni ha incrementato il suo valore (+19%) attestandosi al 5 \$/bl, rispetto all'obiettivo Eni di margine di break even traguardato nel 2017 al di sotto dei 4 \$/bl. L'incremento del margine di scenario si colloca in un quadro di tenuta degli spread dei prodotti rispetto alla ripresa della carica petrolifera, tale trend si è indebolito nella parte finale dell'anno a fronte del nalzo repentino delle quotazioni del greggio.

Il cambio euro/dollaro pari a 1,130 fa registrare un apprezzamento (+2,1%) rispetto al cambio medio registrato nel 2016.

Pelazion mental design and the season $\ddot{a}$

		83192659

	cuir	COTO
Prezzo medio del greggio Brent dated ^[a]	54,27	43,69	52,46	24,2
Cambio medio EUR/USD ^(b)	1.130	1,107	1,110	2,1
Prezzo medio in euro del greggio Brent dated	48,03	39,47	47,26	21,7
Standard Eni Refining Margin [SERM] ^(c)	5,0	4,2	8,3	19,0
PSV ^(d)	211	168	234	25,6
TTF [d]	183	148	210	23,6
Euribor - euro a tre mesi (%)	[0, 33]	(0, 26)	(0, 02)	(26, 9)
Libor - dollaro a tre mesi [%] 20.000 1000000000000000000000000000000000000	1.26	0.74	0,32	70,3
with the control of the state of the state of the state of the state of the state of the state of the state of

(a) In USO per barile. Fonte: Platt's Oilgram.
(b) Fonte: BCE.
(c) In USO per barile. Fonte: elaborazioni Eni. Consente di approssimare il margine del sistema di raffinazione Eni tenendo conto del bilanci materia e delle r (d) In euro per migliala di metri cubi.

Analisi delle voci del conto economico

Ricavi

	$[$ € milioni] 2017	2016	2015	Var. ass.	Var.%
Exploration & Production	19.525	16.089	21.436	3.436	21,4
Gas & Power	50.623	40.961	52,096	9.662	23,6
Refining & Marketing e Chimica	22.107	18.733	22,639	3.374	18,0
- Refining & Marketing	17.688	14.932	18,458	2.756	18,5
- Chimica	4.851	4.196	4.717	655	15,6
- Elisioni	[432]	(395)	(536)
Corporate e altre attività	1.462	1.343	1.468	119	8,9
Ellsioni di consolidamento	(26.798)	[21.364]	[25, 353]	[5.434]
Ricavi della gestione caratteristica	66.919	55,762	72.286	11.157	20,0
Altri ricavi e proventi	4.058	931	1.252	3.127	$\ddot{\phantom{a}}$
Totale ricavi the property of the control of the	Form. 70.977	56.693	73.538	14.284	25,2 $1.14 - 1.4 - 1.7$

Ricavi della gestione caratteristica

I ricavi della gestione caratteristica conseguiti nel 2017 (€66.919 milioni) sono aumentati di €11.157 milioni rispetto al 2016 (+20%) grazie alla ripresa dei prezzi delle commodity energetiche. I ricavi del settore Exploration & Production (€19.525 milioni) sono aumentati di €3.436 milioni (+21,4%) per effetto della ripresa dei prezzi di realizzo in dollari del petrolio e del gas (+27,8% e +12,8%, rispettivamente) in relazione all'andamento del marker Brent e della ripresa dei mercati di riferimento. La minore dinamica dei prezzi del gas è influenzata dai lag temporali delle formule oil-linked.

I ricavi del settore Gas & Power (€50.623 milioni) sono aumentati di €9.662 milioni (+23,6%) per effetto della ripresa del prezzo del gas e dell'elettricità e, per quanto riguarda il trading di commodity, anche per effetto dell'incremento dei prezzi di olio e prodotti petroliferi e dei volumi commercializzati.

lioni) sono aumentati di €3.374 milioni (+18%) per effetto della ripresa delle quotazioni di riferimento delle commodity. I prezzi medi di benzina e gasolio registrano un incremento rispettivamente del 19% e 24%. In aumento del 16% i prezzi medi unitari di vendita della chimica trainati dalla ripresa dei monomeri (+27% intermedi e +13% polimeri).

I ricavi del settore Refining & Marketing e Chimica (€22.107 mi-

Ŷ.

$\mathbf{V}$

$\sum_{n=1}^{n} a_n = a_n$

$\frac{1}{2}$

$\bullet$

$204E$

Altri ricavi e proventi

Gli altri ricavi e proventi con un saldo positivo di €4.058 milioni comprendono le plusvalenze sulla cessione di immobilizzazioni tecniche e proventi miscellanei. L'entità di tali proventi riflette la rilevazione delle plusvalenze realizzate sulla cessione del 40% dell'asset Zohr in Egitto [€1,281 milioni] e dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico (€1.985 milioni).

Costi operativi

í€ milioni`	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi	52,461	44.124	56.848	8.337	18,9
di cui: - altri special item	660	360	436
Costo lavoro	2.951	2.994	3.119	(43)	(1, 4)
di cui: • incentivi per esodi agevolati e altro	49	47	41
	55.412	47.118	59.967	8.294	17.6
1,000 CASE DRUM COLLECTIVE THE TERM RECEIVED CONTROL CROWN.		$-4 + 2 - 1 = 1 - 2$

I costi operativi sostenuti nel 2017 (€55.412 milioni) sono aumentati di €8.294 milioni rispetto al 2016, pari al 17,6%. Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi (€52.461 milioni) sono aumentati del 18,9% (+€8.337 milioni) per effetto essenzialmente dell'aumento del costo degli idrocarburi approvvigionati (gas da contratti long-term e cariche petrolifere e petrolchimiche].

$\ddot{2}$

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi includono special item di €660 milioni (€360 milioni nel 2016) relativi principalmente ad accantonamenti a fondo rischi e oneri ambientali, Il costo lavoro (€2.951 milioni) è diminuito di €43 milioni rispetto al 2016 (-1,4%) principalmente per effetto del decremento dell'occupazione media e dell'apprezzamento dell'euro rispetto al dollaro USA e alla sterlina inglese.

83192 660

Ammortamenti, svalutazioni, riprese di valore e radiazioni

(€ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.	var. x
Exploration & Production	6,747	6,772	8.080	(25)	(0, 4)
Gas & Power	345	354	363	(9)	(2, 5)
Refining & Marketing e Chimica	360	389	454	(29)	(7,5)
Corporate e altre attività	60	72	71	(12)	(16, 7)
Effetto eliminazione utili interni	[29]	(28)	(28)
Totale ammortamenti	7.483	7.559	8.940	[76]	(1,0)
Svalutazioni (riprese di valore) nette	(225)	(475)	6.534	250	52,6
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore nette	7.258	7.084	15.474	174	2,5
Radiazioni	263	350	688	[87]	(24, 9)
	7.521	7.434	16.162	87	1,2
[1] 그리고 있는 그 것은 아니라 이 사람이 없는 것이 없는 것이 없다. 그 사람들은 무대로 이 사람들은 아이들을 만들어 있다. 이 사람들은 아이들이 있다.

Gli ammortamenti (€7.483 milioni) evidenziano un leggero calo (-€76 milioni, -1,0% rispetto al 2016) principalmente nel settore Exploration & Production per effetto della riduzione degli investimenti di sviluppo e dell'apprezzamento dell'euro, parzialmente compensati degli avvii e ramp-up di nuovi progetti, e nel business Refining & Marketing per il write-off, iscritto nel bilancio 2016, delle unità danneggiate dell'impianto EST in seguito all'evento occorso a dicembre 2016.

Le riprese di valore nette (€225 milioni) sono così articolate:

(€ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.
Svalutazione asset materiali/immateriali	862	1.067	6,376	(205)
Svalutazione goodwill			161
Riprese di valore	(1.087)	(1.542)	13	455
Svalutazioni (riprese di valore) nette	[225]	(475)	6.534	250
Svalutazione crediti assimilati ad attività non ricorrenti				(12)
Totale	[221]	(459)	6.534	238

	[É _m ifion]	2017	2016	2015	Var. ass.
$\mathcal{F} = \mathcal{F}$ Exploration & Production		(158)	(700)	5.212	542
			81	152	(227)
Gas & Power		(146)
Refining & Marketing e Chimica		54	104	1.150	(50)
		25	40	20	(15)
Corporate e altre attività
Svalutazioni (riprese di valore) nette	88.1 the contract of the contract of the contract of the contract of	(225)	(475)	6.534	250

Le radiazioni (€263 milioni) si riferiscono principalmente ai write-off di pozzi esplorativi di insuccesso dovuti al mancato rinvenimento di quantità sufficienti di risorse da giustificarne lo sviluppo principalmente in Egitto, Norvegia e Costa d'Avorio.

Utile operativo

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

	2017	2016	2015	var. % Var. ass:
Exploration & Production	7.651	2.567	(959)	5.084
Gas & Power	75	391)	(1.258)	466
Refining & Marketing e Chimica	981	723	(1.567)	258
Corporate e altre attività	[668]	(681)	(497)
Effetto eliminazione utili interni	(27		1.205
Utile (perdita) operativo	8.012	2.157 TO A 10 YOMAR PASSED.	(3.076) $0.91133333333333333333333333333333333333$

Eni Retazione Finipalia

$.83192/661$

Utile operativo adjusted

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

	2017 8.012	2016 2.157	2015 (3.076)	Var. ass. 5.855	Var. % 271,4
Utile (perdita) operativo - continuing operations	(219)	(175)	1.136
Eliminazione (utile) perdita di magazzino		333	7.648
Esclusione special item	(1.990)				150,7
Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations	5.803	2.315	5.708	3.488
Dettaglio per settore di attività:
Exploration & Production	5.173	2.494	4.182	2,679
Gas & Power	214	(390)	[126]	604
	991	583	695	408	70,0
Refining & Marketing e Chimica	[542]	[452]	(369)	(90)	(19, 9)
Corporate e altre attività	(33)	80	1.326	(113)
Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato				3.488	150,7
	5.803	2.315	5.708
Ripristino elisioni transazioni Intercompany vs. discontinued operations			(1.222)
Utile (perdita) operativo adjusted - continuing operations su base standalone	5.803	2.315	4.486	3.488	150,7

L'utile operativo adjusted è stato di €5.803 milioni, incrementato del 151% rispetto all'utile operativo adjusted del 2016 (€2,315 milioni) per effetto principalmente della ripresa dello scenario prezzi/ margini delle commodity che ha concorso alla migliore performance per €3,1 miliardi, alla crescita dei volumi e alle azioni di efficienza e ottimizzazione che hanno contribuito per €0,6 miliardi. Tali variazioni sono state parzialmente compensate dai tagli OPEC e da effetti non ricorrenti per €0,2 miliardi.

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

Proventi (oneri) finanziari netti

Proventi (oneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto (838) (757) (751) - Interessi e altri oneri su debiti finanziari a breve e lungo temine 19 15 12 · Interessi attivi verso banche (90) 3 (21) (111) - Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al trading (21) 2 37 16 - Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa 1.319 160 (482) 837	Var. ass. (108)
	ь.
	$\left(3\right)$



Proventi (oneri) su strumenti finanziari derivati 1.303 96 [494] 809
· Strumenti finanziari derivati su valute 31 (12) 28	40
- Strumenti finanziari derivati su tassi di interesse 33 24	[24]
- Opzioni . (1.581) (354) 676 (905)
Differenze di cambio the company of the company of the company (464) (459) (407)	52
Altri proventi (oneri) finanziari 120 143 128 · Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	$[15]$
(291) (312) [264]	48
- Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo (accretion discount) (293) (290) (271)	19
- Altri proventi (oneri) finanziari [318] [1.472] (991) (1.309)
166 106 73	(33)
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale (351) (1.306) (885) [1.236]

Gli oneri finanziari netti di €1.236 milioni registrano un peggioramento di €351 milioni rispetto al 2016. I principali driver sono stati: (i) la variazione negativa delle differenze cambio al netto del fair value positivo dei derivati su cambi (€278 milioni), le cui variazioni di fair value sono imputate a conto economico essendo privi dei requisiti formali per essere qualificati come "hedges" in

base allo IAS 39, tale fenomeno riflette la repentina svalutazione del dollaro USA a fine esercizio; (ii) il risultato negativo della gestione dei titoli held for trading per effetto cambio (€111 milioni), al quale corrisponde una variazione di segno inverso dei derivati su cambi per i quali si è ritenuto di non attivare la relazione di fair value hedge.

Proventi (oneri) netti su partecipazioni

L'analisi dei proventi netti su partecipazioni relativa al 2017 è illustrata nella tabella seguente:

(€ milioni) 2017 Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto Dividendi Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	Exploration & Production (99) 179	Gas & Power (10) 163	Refining & Marketing e Chimica (57 25	Corporate e altre attività (101)	Gruppo [267] 205 163	ت
Altri proventi (oneri) netti	12	135	ſз		(33) $-12888$
	78	118	[35]	(93	68

I proventi netti su partecipazioni ammontano a €68 milioni e riguardano:

(i) i dividendi delle partecipazioni valutate al costo (€205 milioni), in particolare la Nigeria LNG Ltd (€167 milioni) e la Saudi European Petrochemical Co (€21 milioni);
(ii) le plusvalenze nette realizzate sulla cessione di partecipazioni (€163 milioni) relative al disinvestimento dell'attività retail in Belgio del settore Gas & Power.
Tali proventi sono stati in parte compensati da:
(i) le quote di competenza del risultati di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto che

hanno riportato una perdita netta complessiva di €267 milioni in relazione principalmente al settore E&P. Inoltre sulla partecipazione del 31% in Saipem valutata all'equity è stato registrato nel segmento Corporate e altre attività un onere da valutazione di €101 milioni che riflette la quota di competenza del risultato dell'esercizio penalizzato dagli esiti dell'impairment test e da alcune poste straordinarie rilevate dalla partecipata;

(ii) gli altri oneri netti di €33 milioni, che comprendono la minusvalenza da impairment test della partecipazione Unión Fenosa Gas SA (€35 milioni) relativa al settore G&P.

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

	[Émilioni] 2017	2016	2015	Var. ass.
and the state and the con-	(267	[326]	(471)	59
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	205	143	402	62
Dividendi	163	(14)	164	177
Plusvalenze (minusvalenze) nette da cessione di partecipazioni	(33)	1831		150
Altri proventi (oneri) netti	68	380	105	448

Imposte sul reddito

Le imposte sul reddito sono incrementate del 79% a €3.467 milioni per effetto essenzialmente dell'incremento dell'utile ante imposte (+€5.952 milioni rispetto al 2016). Il tax rate si normalizza al 51% rispetto al 217% del 2016 influenzato dalla concentrazione degli imponibili nei PSA, caratterizzati da tax rate elevati e dalla ridotta capacità d'iscrizione di imposte differite attive.

Il sensibile ridimensionamento del tax rate sul risultato adjusted

(dal 121% al 57%) è stato influenzato anche dalla rilevazione di imposte differite attive in connessione con l'avvio della fase esecutiva del progetto Coral in Mozambico e con lo start-up produttivo in Ghana e dalla migliorata redditività della E&P che ha consentito una maggiore fiscalizzazione dei costi riconosciuti anche nei contratti di PSA, nonché ha ridotto l'incidenza dei costi non deducibili.

st Reiserone

83192 (62

$83192/663$

Risultati per settore di attività²

Exploration & Production

	$(\epsilon$ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. X
Utile (perdita) operativo		7.651	2.567	[959]	5.084	198,1
Esclusione special item:		[2.478]	[73]	5.141
- oneri ambientali		46
- svalutozioni (riprese di valore) nette		(154)	(684)	5.212
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti				169
- plusvalenze nette su cessione di asset		(3, 269)	[2]	(403)
· oneri per incentivazione all'esodo		19	24	15
- accantonamenti a fondo rischi		366	105
- derivati su commodity			19	12
- differenze e derivati su cambi		(68)	$\left(3\right)$	[59]
- altro		582	461	195
Utile (perdita) operativo adjusted		5.173	2.494	4.182	2.679	107,4
Proventi (oneri) finanziari netti ^(s)		(50)	(55)	[272]
Proventi (oneri) su partecipazioni ^[5]		408	68	254	340
Imposte sul reddito ^(a)		[2.807]	(1.999]	(3.173)	[808]
Tax rate [%]		50,8	79,7	76,2	(28, 9)
Utile (perdita) netto adjusted		2.724	508	991	2.216	436,2
I risultati includono:
costi di ricerca esplorativa:		525	374	871	151	40,4
· costi di prospezioni, studi geologici e geofisici		273	204	254	69	33,8
- radiazione di pozzi di insucesso ^fu		252	170	617	82	48,2
Prezzi medi di realizzo
Petrolio ^(c)	[\$/barile]	50,06	39,18	46,30	10,88	27,8
Gas naturale	(\$/migliala di metri cubi)	130,31	115,51	160,78	14,80	12,8 20,3
Idrocarburi	(S/boe)	35,06	29,14	36,47	5,92

(a) Escludono gli specialitem.
(b) Include anche la radiazione di diritti esplorativi unproved, laddove presenti, associati ai progetti con esito negativo.

Ici Include condensati.

Nel 2017, il settore Exploration & Production ha conseguito l'utile operativo adjusted di €5.173 milioni con un incremento di €2.679 milioni rispetto al 2016 per effetto principalmente della ripresa dello scenario petrolifero (+24% la quotazione Brent) nonché della crescita delle produzioni. Tali effetti sono stati in parte compensati da maggiori write-off di pozzi esplorativi ed altri costi, nonchè dal minore apprezzamento dei prezzi di realizzo medi Eni rispetto al Brent, la cui ripresa non ha ancora interessato i prezzi del gas dato il lag temporale delle formule oil-linked.

L'utile operativo adjusted è stato determinato con una rettifica negativa per special item di €2.478 milioni.

L'utile netto adjusted di €2.724 milioni registra un incremen-

to di oltre il 400% pari a €2.216 milioni, dovuto principalmente all'incremento della performance operativa. Il sensibile ridimensionamento del tax rate dell'esercizio (dall'80% al 51%) è stato determinato dalla migliorata redditività che ha consentito una maggiore fiscalizzazione dei costi riconosciuti anche nei contratti di PSA e che ha ridotto l'incidenza dei costi non deducibili. Alla riduzione del tax rate hanno inoltre contribuito la rilevazione di imposte differite attive in connessione con l'avvio della fase esecutiva del progetto Coral in Mozambico e con lo start-up produttivo in Ghana.

Nel 2017 le imposte pagate incidono sul flusso di cassa operativo della E&P prima della variazione del working capital e delle stesse imposte pagate per circa il 30%.

[2] Note esplicative illustrano contenuto e significato degli indicatori alternativi di performance in linea con gli Orlentamenti dell'ESMA sugli indicatori Alternativi di Performance (Orientamenti ESMA/2015/1415) pubblicati in data 5 ottobre 2015. Per la definizione di questi indicatori alternativi di performance v. sezione "Indicatori alternativi di performance" alle pagine seguenti della presente relazione.

					83192
Gas & Power Utile (perdita) operativo	$[\epsilon$ milioni]	2017 75	2016 (391)	2015 (1.258)	Var. ass. 466	Var. % 119,2
Esclusione (utile) perdita di magazzino			90	132
Esclusione special item:		139	(89)	1.000
- svalutazioni (riprese di valore) nette		(146)	81	152
- oneri ambientali
- accantonomento a fondo rischi			17	226
- oneri per incentivazione all'esodo		38		6
- derivati su commodity		157	[443]	90
- differenze e derivati su cambi		(171)	(19)	[9]
- altro		261	270	535
Utile (perdita) operativo adjusted		214	(390)	(126)	604	154.9
Proventi (oneri) finanziari netti ^[3]		10	6	11
Proventi (oneri) su partecipazioni ^[5]		(9)	[20]	[2]	11
Imposte sul reddito ^(a)		(163)	74	[51]	(237)
Tax rate [%]		75,8
Utile (perdita) netto adjusted		52	[330]	(168)	382	115,8

(a) Escludono gli special item.

Nel 2017 il settore Gas & Power ha conseguito il migliore risultato degli ultimi sette anni con l'utile operativo adjusted di €214 milioni ed un miglioramento di €604 milioni rispetto al 2016. La rinegoziazione dei contratti di acquisto long-term, compresa la termination di alcuni, i minori costi di logistica, nonché le buone performance del trading e dei business GNL e Power hanno consentito di traguardare con un anno di anticipo l'obiettivo di un risultato strutturale positivo.

Dall'anno 2017, il profit/loss on stock rimane incluso nella performan-

ce in quanto precedenti modifiche regolatorie ai criteri per l'accesso

alle capacità di stoccaggio hanno consentito di avviare una gestione attiva del magazzino gas. L'utile operativo adjusted è ottenuto con una rettifica positiva per gli

$83192664$

special item di €139 milioni.

L'esercizio chiude con un utile netto adjusted di €52 milioni, rispetto alla perdita di €330 milioni del 2016, in miglioramento di €382 milioni a seguito dell'incremento della performance operativa. Il tax rate adjusted dell'anno si attesta al 75,8% per effetto dell'elevata incidenza del tax rate di alcune società estere.

Refining & Marketing e Chimica

	2017	2016	2015	Var. ass.	var. 7
Utile (perdita) operativo	981	723	(1.567)	258	35,7
Esclusione (utile) perdita di magazzino	(213)	(406)	877
Esclusione special item:	223	266	1.385
- oneri ambientali	136	104	137
- svalutazioni (riprese di valore) nette	54	104	1.150
- plusvalenze nette su cessione di asset	[13]	[8]	[8]
		28	(5)
- accantonamenti a fondo rischi	(6)	12	8
- oneri per incentivazione all'esodo	(11)	$\left(3\right)$	68
· derivati su commodity	[9]		5
- differenze e derivati su cambi	72	26	30
- altro	991	583	695	408	70,0
Utile (perdita) operativo adjusted	531	278	387	253	91,0
- Refining & Marketing	460	305	308	155	50,8
- Chimica	5		(2)
Proventi (oneri) finanziari nettilal Proventi (oneri) su partecipazioni ^(a)	19	32	69	13
Imposte sul reddito ^(a)	(352)	(197)	(250)	155
Tax rate (%)	34.7	32,0	32,8	2,7
Utile (perdita) netto adjusted	663	419	512	244	58,2

(a) Escludono gli special item.

Nel 2017 il settore Refining & Marketing e Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €991 milioni che rappresenta un miglioramento di €408 milioni rispetto al 2016.

Il business Refining & Marketing ha registrato il risultato-migliore degli ultimi 8 anni con l'utile operativo adjusted di €531 milioni e un miglioramento di €253 milioni. I benefici delle azioni di riasset-

83192/665

to del sistema di raffinazione Eni eseguite negli ultimi anni hanno permesso di ridurre il margine break-even 2017 al di sotto dei 4 \$/ barile, consentendo di catturare appieno l'upside dello scenario nei primi nove mesi dell'anno, nonostante la ridotta disponibilità della raffineria di Sannazzaro. Tali risultati sono stati inoltre rafforzati dai proventi derivanti dall'accordo di licensing della tecnologia di conversione EST a Sinopec e dalla performance positiva del business commerciale a seguito delle politiche di marketing che hanno favorito i segmenti premium.

mance della storia recente della chimica Eni. Tale risultato evidenzia i progressi del turnaround che attraverso le ristrutturazioni, l'ottimizzazione della base impiantistica dei siti core, il ribilanciamento del portafoglio prodotti su segmenti a maggiore valore ha consentito di catturare il positivo andamento dello scenario e di realizzare recuperi di volume.

L'utile operativo adjusted è ottenuto con una rettifica positiva per gli special item di €223 milioni.

La Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €460 milioni con un incremento di €155 milioni, conseguendo la miglior perforL'utile netto adjusted di €663 milioni aumenta di €244 milioni per effetto dell'incremento della performance operativa.

Corporate e altre attività

	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
Utile (perdita) operativo	(668)	(681)	[497]	13	1,9
Esclusione special item	126	229	128
- oneri ambientali	26	88	88
· svalutazioni (riprese di valore) nette	25	40	20
- plusvalenze nette su cessione di asset	$\left( 1\right)$
- accantonamenti a fondo rischi	82		(10)
· oneri per incentivazione all'esodo	[2]
· altra	$\lceil 4 \rceil$	93	25
Utile (perdita) operativo adjusted	$[542]$	(452)	(369)	(90)	(19, 9)
Proventi [oneri] finanziari netti[5]	(699)	[721]	[686]	22	3.1
Proventi (oneri) su partecipazioni ^(a)	22	[6]	285	28
Imposte sul reddito ^(a)	178	188	107	(10)	(5,3)
Utile (perdita) netto adjusted	(1.041)	(991)	(663)	(50)	(5,0)

(a) Escludono gli special item.

$83192$ (666

السنطت وسوت لمكناها

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

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

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

Stato patrimoniale riclassificato ^(a)
	(€ milioni)	31 dicembre 2017 31 dicembre 2016	Var. ass.
Capitale Immobilizzato			[7.635]
Immobili, impianti e macchinari	63.158	70.793
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	1.283	1.184	99
Attività immateriali	2.925	3,269	[344]
Partecipazioni	3.730	4.316	(586)
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	1.698	1.932	(234)
Debiti netti relativi all'attività di investimento	(1.379)	(1.765)	386
	71.415	79.729	[8.314]
Capitale di esercizio netto
Rimanenze	4.621	4.637	$[16]$
Crediti commerciali	10.182	11.186	(1.004)
Debiti commerciali	(10.890)	(11.038)	148
Debiti tributari e fondo imposte netto	[2.387]	[3.073]	686
Fondi per rischi e oneri	[13.447]	(13.896)	449
Altre attività (passività) d'esercizio	287	1.171	(884)
	[11.634]	(11.013)	(621)
Fondi per benefici al dipendenti	(1.022)	(868)	(154)
Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili	236	14	222
	58.995	67.862	(8.867)
CAPITALE INVESTITO NETTO	48.030	53.037	(5.007)
Patrimonio netto degli azionisti Eni	49	49
Interessenze di terzi	48.079	53.086	(5.007)
Patrimonio netto	10.916	14.776	(3.860)
Indebitamento finanziario netto	58.995	67.862	[8.867]
COPERTURE

(a) Per la riconduzione allo schema obbligatorio v. il paragrafo "Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori".

L'apprezzamento registrato nel cambio puntuale euro/dollaro rispetto al 31 dicembre 2016 (cambio EUR/USD 1,200 al 31 dicembre 2017, contro 1.054 al 31 dicembre 2016, +13,9%) ha determinato, nella conversione dei bilanci espressi in moneta diversa dall'euro ai cambi del 31 dicembre 2017, una riduzione del capitale investito netto di €6.774 milioni, del patrimonio netto di €5.573 milioni e del debito di €1.201 milioni.

Il capitale immobilizzato [€71.415 milioni] è diminuito di €8.314 milioni rispetto al 31 dicembre 2016. La voce "Immobili, impianti e macchinari" evidenzia un decremento di €7.635 milioni dovuto agli ammortamenti dell'esercizio (€7.483 milioni) e all'effetto cambio negativo di €7.025 milioni. Tali decrementi sono stati solo in parte compensati degli investimenti dell'esercizio [€8.681 milioni].

Le "Attività immateriali" si riducono di €344 milioni a seguito della derecognition del goodwill della società Eni G&P NV per la cessione definita nel 2017, nonché dell'effetto negativo delle differenze cambio.

La riduzione della voce "Partecipazioni" (€586 milioni) è attribuibile alla svalutazione delle partecipazioni del settore E&P e della Chimica. ai risultati negativi delle società partecipate e alle dismissioni.

Il capitale di esercizio netto [-€11.634 milioni] si riduce di €621 milioni per effetto principalmente: (i) del decremento dei crediti commerciali [-€1.004 milioni] dovuto alla migliore gestione del circolante e al maggiore volume di crediti ceduti in factoring con scadenza successiva alla data di chiusura, rispetto all'esercizio precedente; (ii) della riduzione delle altre attività (passività) di esercizio (-€884 milioni) dovuta principalmente alla svalutazione di crediti in sofferenza del settore E&P.

Tali variazioni sono state parzialmente compensate dalla riduzione dei debiti tributari e fondo imposte netto (+€686 milioni) e dalla riduzione dei fondi per rischi ed oneri (+€449 milioni) essenzialmente per effetto cambio.

Le attività destinate alla vendita e passività direttamente associabill (€236 milioni) riguardano: (i) la cessione de 98,99% (intera quo ta posseduta) delle società consolidate Tigáz Zrx e Vigaz DSO (100% Tigáz Zrt) che operano nell'attività di distribuzione gas in Ungheria per le quali alla data di bilancio è in essere yn accordo vincolante di cessione con il gruppo MET Holding AG. Il perfezionamento della transazione è soggetto all'approvazione delle Autorità competenti; (ii) la cessione di attività materiali e partecipazioni nel settore E&P.

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI | COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

83192/667 RICONDUZIONE DELL'UTILE COMPLESSIVO

(€ milioni)	2017	2016
Utile (perdita) netto	3.377	(1.457)
Componenti non riclassificabili a conto economico	[4]	[19]
Rivalutozione di piani a benefici definiti per dipendenti	(33)	16
Effetto fiscale	29	(35)
Componenti riclassificabili a conto economico	(5.514)	1.889
Differenze di cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro	(5.573)	1.198
Variazione fair value strumenti finanziari disponibili per la vendita	(5)	[4]
Variazione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	(6)	883
Quota di pertinenza delle "altre componenti dell'utile (perdita) complessivo"	69	32
delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto		(220)
Effetto fiscale relativo alle altre componenti dell'utile (perdita) complessivo	(5.518)	1.870
Totale altre componenti dell'utile (perdita) complessivo	(2.141)	413
Totale utile (perdita) complessivo
di competenza:	[2.144]	406
Azionisti Eni	(2.144)	819
- continuing operations		(413)
- discontinued operations
Interessenze di terzi
- continuing operations
- discontinued operations

PATRIMONIO NETTO

	(€ milioni)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 1º gennalo 2016		57.409
	413
Totale utile (perdita) complessivo	(2.881)
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(1.872)
Deconsolidamento minority Saipem	[4]
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	21
Altre variazioni		(4.323)
Totale variazioni		53.086
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2016
di competenza:
- azionisti Enl		53.037
- interessenze di terzi an se como a 1969 de 1. Forma de francese de 1971, formar a fabrica del mais del mais del tramento del terre del terre del terre colom		49
the all engines compare therein is the pair of some action of its pair and provided them in the or		53.086
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi azionisti al 1ª gennaio 2017
Totale utile (perdita) complessivo	[2.141]
Dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(2.881)
Dividendi distribuiti dalle altre società consolidate	$\left(3\right)$
Altre variazioni	18
Totale variazioni		(5.007)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi al 31 dicembre 2017		48.079
di competenza:
- azionisti Eni		48,030
- interessenze di terzi consider a which come account come comercial contributions on the research problem comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial comercial		49

Il patrimonio netto comprese le interessenze di terzi (€48.079 milioni) è diminuito di €5.007 milioni per effetto delle differenze cambio da conversione dei bilanci in moneta diversa dall'euro (€5.573 milioni), nonché della distribuzione di dividendi di €2.881 milioni (saldo dividendo Eni per l'esercizio 2016 e acconto dividendo per l'esercizio 2017). Tali effetti sono stati parzialmente compensati dal risultato positivo di conto economico di €3.377 milioni.

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

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

[Émilioni]	31 dicembre 2017	31 dicembre 2016	Var. ass.
	24,707	27.239	[2,532]
Debiti finanziari e obbligazionari	4.528	6.675	[2.147]
Debiti finanziari a breve termine	20.179	20.564	(385)
Debiti finanziari a lungo termine	(7.363)	(5.674)	(1.689)
Disponibilità liquide ed equivalenti	(6.219)	[6, 404]	185
Titoli held for trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa	(209)	[385]	176
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	10.916	14.776	(3.860)
Indebitamento finanziario netto	48.079	53.086	(5.007)
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi	0,23	0,28	(0, 05)
Leverage	0.18	0.22	(0, 04)
Gearing

L'indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2017 è pari a €10.916 milioni con una riduzione di €3.860 milioni rispetto al 2016. I debiti finanziari e obbligazionari ammontano a €24.707 milioni, di cui €4.528 milioni a breve termine (comprensivi delle quote in scadenza entro 12 mesi dei debiti finanziari a lungo termine di €2.286 milioni) e €20.179 milioni a lungo termine. La variazione dell'indebitamento finanziario netto è stata influenzata positivamente dalla gestione e dalla finalizzazione delle dismissioni relative al Dual Exploration Model e di asset minori tra i quali le attività retail in Belgio relative al settore G&P.

Il leverage - rapporto tra indebitamento finanziario netto e patrimonio netto comprese le interessenze di terzi - si attesta a 0,23

al 31 dicembre 2017, in calo rispetto allo 0,28 del 31 dicembre 2016 per effetto essenzialmente della riduzione dell'indebitamento finanziario netto, parzialmente compensata dal minore total equity di €5.007 milioni dovuto alle differenze negative di cambio da conversione dei bilanci delle controllate aventi principalmente il dollaro come valuta funzionale (€5.573 milioni) e al pagamento dei dividendi agli azionisti Eni (saldo dividendo 2016 e acconto dividendo 2017 per €2.880 milioni), parzialmente compensati dal risultato di periodo.

Il gearing - rapporto tra indebitamento finanziario netto e capitale investito netto - è pari a 0,18, in riduzione rispetto allo 0,22 del 31 dicembre 2016.

Ent Relezione Finanz

$.83192/669$

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

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

Rendiconto finanziario riclassificato^(a)

$\sim$

	$E$ milioni	2017	2010	ะบเว	var. ass.
Utile (perdita) netto - continuing operations		3.377	[1.044]	(7.399)	4.421
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa netto da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari		8,720	7.773	17.216	947
- plusvalenze nette su cessioni di attività		(3.446)	[48]	(577)	[3,398]
		3.650	2.229	3.215	1.421
- dividendi, interessi e imposte		1.440	2.112	4.781	[672]
Variazione del capitale di esercizio		(3.624)	(3.349)	(4.361)	(275)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati . All and the second contract of the contract of the contract of the second contract of the second contract of t		10.117	7.673	12.875	2.444
Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations 19 standard for the first term of the complete the first term of the complete and				(1.226)
Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations		10.117	7.673	11.649	2.444
Flusso di cassa netto da attività operativa . Administrativna predstava predstava i predstava i prijekom predstava i predstava i koja i predstava i koja i p		[8.681]	(9.180)	[10.741]	499
Investimenti tecnici - continuing operations				[561]
Investimenti tecnici - discontinued operations		[8.681]	(9.180)	(11.302)	499
Investimenti tecnici		[510]	(1.164)	(228)	654
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda		5.455	1.054	2,258	4.401
Dismissioni di partecipazioni consolidate, rami d'azienda, attività materiali e immateriali e partecipazioni
Altre variazioni relative all'attività di investimento		(373)	465	[1.351]	(838) 7.160
Free cash flow tion and a more completely that is and the fire approximation interest them during otherwise the complete of th		6,008	[1.152]	1.026
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa ⁽⁶⁾		341	5.271	(300)	(4.930)
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti		(1.712)	(766)	2.126	[946]
Flusso di cassa del capitale proprio		[2,883]	(2.885)	(3.477)	2
Variazioni area di consolidamento, differenze cambio sulle disponibilità		[65]	$\left(3\right)$	(780)	[62]
e disponibilità relative alle discontinued operations		1.689	465	(1.405)	1.224
FLUSSO DI CASSA NETTO a qualse con capacitate arranged and a sub-conc. Quality count (construction) (5) Flusso di cassa netto da attività operativa		8.458	5,386	8.510	3.072
prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo
				2015	Var. ass.
	[Émilioni]	2017	2016		7.160
Free cash flow		6.008	[1.152]	1.026
Debiti e crediti finanziari società disinvestite		261	5.848	83	(5.587)
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni		474	284	[618]	190
Flusso di cassa del capitale proprio		[2.863]	[2.885]	(3.477)	2
VARIAZIONE DELL'INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO		3.860	2.095	(3.186)	1.765

and a person of cases and a general of the series of the series of the series of the series of the series of the series of the series of the series and the series and the series of the series of the series of the series of

	(€ milioni)	2017	2016	2015	Var. ass.
Investimenti:		[316]	(1.317)	(140)	1.001
- titoli		(72)	(272)	(343)	200
- crediti finanziari 208.776		[388]	(1.589)	(483)	1.201
Lorenzo at the firm when the companies the sale for work of each and an approach
Disinvestimenti: $-7.74$		223			223
- títoli		506	6,860	182	(6.354)
crediti finanziari		729	6,860	183	(6.131)
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa the state of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of t	222222	$\ddot{\phantom{1}}$ 341	5.271	(300)	(4.930)

Il flusso di cassa netto da attività operativa del 2017 è stato di €10.117 milioni. Le imposte relative alle dismissioni parziali dell'interest in Zohr e Mozambico (€436 milioni) sono state portate in riduzione del flusso di cassa dei disinvestimenti, come previsto dai principi contabili. Sul flusso di cassa dell'esercizio ha inoltre inciso il maggior volume di crediti commerciali ceduti a società di factoring con scadenza successiva al reporting period rispetto al periodo di confronto (€282 milioni).

Il flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo è stato di €8.458 milioni.

Il flusso di cassa netto ante variazione del capitale di esercizio a costi di rimpiazzo è stato influenzato negativamente da:

accantonamenti straordinari per crediti in sofferenza relativi al settore E&P e per includere l'effetto dell'expected credit loss in luogo del criterio corrente della perdita sostenuta nel business retail G&P per complessivi €616 milioni oggetto di informativa nella sezione special items;
un pagamento straordinario a fronte di un tax settlement in Angola per €150 milioni.

Escludendo tali effetti, il flusso di cassa netto ante variazione del capitale di esercizio a costi di rimpiazzo si rideterminerebbe in circa €9,2 miliardi con un incremento del 50% rispetto al 2016 ridetermi-

$83192|670$

nato al netto di poste straordinarie/non ricorrenti in €6,2 miliardi.

Ai fini della valutazione della cash neutrality, il management ha rielaborato le principali metriche del rendiconto finanziario per considerare l'efficacia economica retroattiva delle cessioni del Dual Exploration Model relative al 40% dell'asset Zohr in Egitto a BP/Rosneft e all'interest del 25% dell'Area 4 in Mozambico a ExxonMobil per cui la consideration incassata comprende anche il rimborso degli investimenti sostenuti nel corso del 2017 fino alla completion date. Inoltre, in forza degli accordi con i partner di Stato egiziani nell'ambito dello sviluppo di Zohr, Eni ha incassato nel 2017 circa €0,2 miliardi di anticipi commerciali destinati al finanziamento del progetto.

Pertanto, il flusso di cassa da attività operativa comprensivo degli effetti del circolante e gli investimenti del 2017 si rideterminano rispettivamente in circa €10 miliardi e €7,62 miliardi con un surplus di circa €2,4 miliardi in grado di coprire l'80% del dividendo complessivo di €2,88 miliardi. Conseguentemente, valorizzando in circa €0,2 miliardi il maggior cash flow per ogni dollaro di incremento del Brent (e viceversa), la copertura organica degli investimenti e del dividendo si ridetermina in corrispondenza di uno scenario Brent di 57 \$/barile, meglio della previsione iniziale del management di 60 \$/barile ed in linea con l'obiettivo di lungo termine di una cash neutrality stabilmente inferiore ai 60 \$/barile.

Investimenti tecnici [€ milioni]	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
	7.739	8,254	9.980	(515)	(6, 2)
Exploration & Production
- acquisto di riserve proved e unproved	442	417	566	25	6,0
- ricerca esplorativa	7.236	7,770	9,341	(534)	(6, 9)
- sviluppo	56	65	73	(9)	(13, 8)
- altro	142	120	154	22	18,3
Gas & Power	729	664	628	65	9,8
Refining & Marketing e Chimica	526	421	408	105	24,9
- Refining & Marketing	203	243	220	[40]	[16, 5]
- Chimica	87	55	64	32	58,2
Corporate e altre attività	(16)	87	(85)
Effetto eliminazione utili interni	8.681	9.180	10.741	(499)	[5, 4]
Investimenti tecnici - continuing operations			561
Investimenti tecnici - discontinued operations Invastmenti tecnici	8.681	9.180	11.302	[499]	(5, 4)

Nel 2017 gli investimenti tecnici di €8.681 milioni (€9.180 milioni nel 2016) hanno riguardato essenzialmente:

lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi (€7.236 milioni) in particolare in Egitto, Ghana, Angola, Congo, Algeria, Iraq e Norvegia. Le attività di ricerca esplorativa (€442 milioni) hanno riguardato in particolare Cipro, Norvegia, Messico, Egitto, Libia e Costa d'Avorio. Nel flusso di cassa netto dell'attività operativa sono rilevati esborsi per €273 milioni relativi ai costi per prospezioni e studi geologici e geofisici contabilizzati fra i costi operativi;
l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€395 milioni) fi-

nalizzata essenzialmente ai lavori di ripristino dell'impianto EST a Sannazzaro, al mantenimento dell'affidabilità degli impianti, alla conversione del sistema di raffinazione nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; nel marketing per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi in Italia e/nel Resto d'Europa $[£131 million]$ ;

iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas (€102 milioni) nonché iniziative di flessibilize lazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elet trica (€36 milioni).

83192 671

Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)

Il management valuta le performance underlying dei settori di business sulla base di misure di risultato non previste dagli IFRS ("Misure alternative di performance") che escludono dall'utile operativo e dall'utile netto reported una serie di oneri e proventi straordinari (special items) rispettivamente before e after tax che comprendono in particolare: le svalutazioni di asset, le plusvalenze da cessione, gli accantonamenti al fondo rischi ambientali e altri fondi, gli oneri delle ristrutturazioni, il fair value dei derivati di copertura privi dei requisiti formali per l'hedge accounting e le svalutazioni delle attività per imposte anticipate. Inoltre è oggetto di esclusione il cosiddetto profit/ loss on stock dato dalla differenza tra il costo corrente delle quantità vendute e quello determinato sulla base del criterio contabile IFRS del costo medio ponderato per la valutazione delle giacenze di fine periodo. Recentemente è stato riformulato in modo meno vincolistico il regime regolatorio nei confronti degli obblighi di modulazione delle forniture gas al settore civile sulla cui base il management ha progressivamente ridotto gli stock di gas e ha attivato una gestione commerciale del magazzino. Tale gestione ha l'obiettivo di ottimizzazione dei margini attraverso la cattura dello spread dei prezzi del gas tra le fasi di immissione (periodo estivo) e quelle di prelievo (periodo invernale). Pertanto dalla chiusura della campagna di immissione ad ottobre 2017, quindi dal IV trimestre, è stata rivista la rilevazione nella dimensione adjusted del profit loss on stock ed i prelievi del gas da stock sono valorizzati sulla base del costo medio definito nella fase di immissione al netto delle coperture attivate, assicurando nel momento di matching con le corrispondenti vendite (al netto delle relative coperture) la corretta valorizzazione e responsabilizzazione delle performance economiche.

Tali misure di risultato sono definite utile operativo adjusted e utile netto adjusted.

Il management ritiene che tali misure di performance consentano di facilitare l'analisi dell'andamento dei business, assicurando una migliore comparabilità dei risultati nel tempo, avuto riguardo alla presenza di fenomeni non ricorrenti, e, agli analisti finanziari, di valutare i risultati di Eni sulla base dei loro modelli previsionali. L'informativa finanziaria Non-GAAP deve essere considerata come complementare e non sostituisce le informazioni redatte secondo gli IFRS. Le altre compagnie possono adottare metodologie differenti per il calcolo delle Non-GAAP measures.

Di seguito la descrizione delle principali misure alternative di performance; le misure di seguito rappresentate sono afferenti ai risultati consuntivati.

Utile operativo e utile netto adjusted

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

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

Utile/perdita di magazzino

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

Special item

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

Utile operativo adjusted e utile netto adjusted su base standalone In considerazione dell'importanza delle discontinued operations nei dati economico-finanziari 2015 riportati nella presente relazione, le misure di risultato adjusted, al fine di rimuovere le distorsioni dell'accounting dello IFRS 5, escludono, oltre ai descritti utile/perdita di magazzino e special items, del tutto e non limitatamente a quello relativo ai rapporti con terzi, il contributo della Saipem alle continuing

Eni Retaurante Franciana Anuelia 2017

Eni Religiona Ficen

operations, pertanto tali misure assumono il totale deconsolidamento delle realtà in discontinuazione e sono denominate: utile operativo adjusted standalone e utile netto adjusted standalone.

Profit per boe

Esprime la redditività per ogni barile di petrolio e gas naturale prodotto ed è calcolato come rapporto tra il risultato delle attività oil&gas (definiti secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas Topic 932) e i volumi venduti.

Opex per boe

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

Finding & Development cost per boe

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

Leverage

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

Gearing

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

ROACE Adjusted

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

Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo

Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazio-

ne del capitale di esercizio ed escludendo l'utile/perdita di magazzino.

8319262

Free cash flow

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

Indebitamento finanziario netto

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

Coverage

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

Current ratio

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

Debt coverage

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

Nelle tavole seguenti sono rappresentati l'utile opérativo e l'utile: netto adjusted consolidati e a livello di settore di áttività, e la rico ciliazione con l'utile netto di competenza Eni.

$.83192|673$

2017	& Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	Corporate e altre attività	Effetto eliminazione utill interni	GRUPPO
Utile (perdita) operativo	7.651	75	981	[668]	[27]	8.012
Esclusione (utile) perdita di magazzino			[213]		(6)	(219)
Esclusione special item:
- oneri ambientali	46		136	26		208
· svalutazioni (riprese di valore) nette	(154)	[146]	54	25		(221)
- plusvalenze nette su cessione di asset	[3.269]		[13]	$[1]$		(3.283)
- accantonamenti a fondo rischi	366			82		448
- oneri per incentivazione all'esodo	19	38	[6]	[2]		49
- derivati su commodity		157	(11)			146
- differenze e derivati su cambi	(68)	(171)	(9)			[248]
- altro	582	261	72	(4)		911
Special item dell'utile (perdita) operativo	(2.478)	139	223	126		(1.990)
Utile (perdita) operativo adjusted	5.173	214	991	[542]	(33)	5,803
Proventi (oneri) finanziari netti ^[a]	(50)	10	5	[699]		[734]
Proventi (oneri) su partecipazioni ^[3]	408	(9)	19	22		440
Imposte sul reddito ^[9]	[2.807]	[163]	(352)	178	17	(3.127)
Tax rate [%]	50,8	75,8	34,7			56,8
Utile (perdita) netto adjusted di competenza:	2.724	52	663	(1.041)	[16]	2.382
- interessenze di terzi
- azionisti Enl						2.379
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Enl						3.374
Esclusione (utile) perdita di magazzino						(156)
Esclusione specialitem						(839)
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni						2.379

长舟

$\ddot{\phi}$

(a) Escludono gli special item.

$\cdot$ $\lambda$

79 COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI | COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

								83192
2016	$(\epsilon$ milioni)	&Production Exploration	Gas & Power	Refining & Marketing e Chimica	Corporate e altre attività	Effetto ellminazione utili interni	GRUPPD	DISCONTINUED Operations	CONTINUING Operations
Utlie (perdita) operativo		2.567	(391)	723	(681)	[61]	2.157		2.157
Esclusione (utile) perdita di magazzino			90	(406)		141	(175)	$18 - 18$	[175]
Esclusione special item:
- onerl amblentall			1	104	88		193		193
- svalutazioni (riprese di valore) nette		[684]	81	104	40		(459)		(459)
- radiazioni pozzi esplorativi per abbandono progetti
· plusvalenze nette su cessione di asset		[2]		[8]			(10)		(10)
- accantonamenti a fondo rischi		105	17	28			151		151
- oneri per incentivazione all'esodo		24		12			47		47
- derivati su commodity		19	[443]	$[3]$			(427)		[427]
- differenze e derivati su cambi		(3)	(19)	3			(19)		(19)
- altro		461	270	26	93		850		850
Special Item dell'utile (perdita) operativo		(73)	[89]	266	229		333		333

Utile (perdita) operativo adjusted	2.494	[390]	583	[452]	80	2.315		2.315
Proventi (oneri) finanziari netti ^(a)	(55)	b		[721]		(769)		(769)
Proventi (oneri) su partecipazioni ^[a]	68	[20]	32	(6)		74		74
Imposte sul reddito ^(a)	[1.999]	74	[197]	188	(19)	(1.953)		(1.953)
Tax rate [%]	79,7	18,3	32,0			120,6		120,6
Utile (perdita) netto adjusted	508	(330)	419	(991)	61	[333]		(333)
di competenza:
- interessenze di terzi							state was completed that	$-0.1$
- azionisti Enl						[340]		(340)
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Enl						[1.464]	413	(1.051)
Esclusione (utile) perdita di magazzino						(120)		(120)
Esclusione specialitem						1.244	[413]	831
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni						(340)		(340)

(a) Escludono gli specialitem.

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI | COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

$\mathfrak t$

83192/675
									Discontinued operations
[Émiltoni] 2015	& Production Exploration	& Power Gas	Refining & Marketing Chimica $\omega$	e altre attività Corporate	& Costruzioni Ingegneria	Effetto eliminazione utlli interni	GRUPPO	& Costruzioni ngegneria	Infragruppo Ellsioni	TOTALE	CONTINUING OPERATIONS	vs. discontinued operations elisioni intercompany Ripristino	CONTINUING OPERATIONS su base standalone
Utile (perdita) operativo		$(959)$ $(1.258)$	5671 11	(497)	[694]	[23]	(4.998)	694	1.228	1.922	(3.076)		(4.304)
Esclusione (utile) perdita di magazzino		132	877			127	1.136				1.136		1.136
Esclusione special item:
- oneri ambientali			137	88			225				225		225
· svalutazioni (riprese di valore) nette	5.212	152	1.150	20	590		7.124	[590]		(590)	6.534		6.534
· radiazione pozzi esplorativi per abbandono progetti	169						169				169		169
· plusvalenze nette su cessione di asset	(403)		(8)	4	$\mathbf{1}$		(406)	(1)		$\left(1\right)$	(407)		(407)
- accantonamenti a fondo rischi		226	[5]	[10]			211				211		211
- onerl per incentivazione all'esodo	15	6	8	$\mathbf{1}$	12		42	(12)		(12)	30		30
- derivati su commodity	12	90	68		[6]		164	6	(6)		164		170
- differenze e derivati su cambi	(59)	(9)	5				[63]				[63]		(63)
- altro	195	535	30	25			785				785		785
Special item dell'utile (perdita) operativo	5.141	1.000	1.385	128	597		8.251	(597)	[6]	(603)	7.648		7.654
Utlie (perdita) operativo adjusted	4.182	(126)	695	(369)	(97)	104	4,389	97	1.222	1.319	5.708	(1.222)	4.486
Proventi (oneri) finanziari netti ^(a)	[272]	11	[2]	[686]	(5)		(954)	5	24	29	(925)	[24]	(949)
Proventi (oneri) su partecipazioni ^[0]	254	[2]	69	285	17		623	[17]		(17)	606		606
Imposte sul reddito ^(a)	[3, 173]	(51)	(250)	107	[212]	(47)	(3.626)	212	[53]	159	[3.467]		53 (3.414)
Tox rate (%)	76,2		32,8				89,4				64,3		82,4
Utile (perdita) netto adjusted	991	(168)	512	[663]	[297]	57	432	297	1.193	1.490		1.922 [1.193]	729
di competenza:
· interessenze di terzi							(243)			848	605	[679]	(74)
- azionisti Eni							675			642	1.317	(514)	803
Utile (perdita) netto di competenza azionisti Enl							(8.778)			826	(7.952)		(7.952)
Esclusione (utile) perdita di magazzino							782				782		782
Esclusione special item							8.671			(184)	8.487		8,487
Ripristino elisioni intercompany vs. discontinued operations													[514]
Utile (perdita) netto adjusted di competenza azionisti Eni							675			642	1.317		803

(a) Escludono gli special item.

Earl Bostove Markhaus Abasson Both

$\mathbf{A}$

83192676

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Stato patrimoniale riclassificato

Voci dello stato patrimoniale riclassificato

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta
direttamente dallo schema legale) 31 dicembre 2017 31 dicembre 2016 Riferimento Valori da Valori da Valori da Valori da alle note al Bilancio schema schema schema schema (€ milioni) consolidato riclassificato legale riclassificato legale Capitale Immobilizzato Immobili, implanti e macchinari 63.158 70.793 Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo 1,283 1.184 Attività immateriali 2.925 3.269 Partecipazioni valutate con il metodo 3.230 4.316 del patrimonio netto e altre partecipazioni (vedinota 11 e nota 21) 1.698 1.932 Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa Debiti netti relativi all'attività di investimento, composti da: $(1.379)$ $(1.765)$ . crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento $597$ 121 (vedi nota 11) · crediti relativi all'attività di investimento/disinvestimento non correnti (vedi nota 23) 118 222 $(2.158)$ - debiti per attività di investimento (vedi nota 25) $[2.094]$ 79.729 Totale Capitale Immobilizzato 71.415 Capitale di esercizio netto Rimanenze 4.621 4.632 Crediti commerciali (vedi nota 11) 10,182 11.186 Debiti commerciali (vedi nota 25) $(10.890)$ $(11.038)$ Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da: $(2.387)$ $(3.073)$ $(472)$ $[426]$ - passività per imposte sul reddito correnti $(1.293)$ $(1.472)$ · passività per altre imposte correnti · passività per imposte differite $[5.900]$ $(6.667)$ - passività per altre imposte non correnti (vedi nota 33) $[45]$ $[44]$ - debiti per consolidato fiscale (vedi nota 25) $[4]$ $[8]$ - crediti per consolidato fiscale (vedi nota 11) $\mathbf{1}$ $\mathbf{1}$ 191 383 - attività per imposte sul reddito correnti 729 689 - attività per altre imposte correnti 4.028 3.790 - attività per imposte anticipate - altre attività per imposte (vedi nota 23) 507 502 Fondi per rischi ed oneri $[13.447]$ $(13.896)$ Altre attività (passività), composte da: 287 1.171 · crediti finanziari strumentali all'attività operativa (vedi nota 11) 84 86 (vedi nota 11) 4.641 5.692 . altri crediti - altre attività (correnti) 1.573 2.591 - altri crediti e altre attività Ívedinota 231 698 624 - acconti e antícipi, altri debiti (vedi nota 25) $(3,760)$ $[3, 499]$ - altre passività (correnti) $(1.515)$ $[2.599]$ · altri debiti, altre passività (vedi nota 33) $(1.434)$ $[1.724]$ Totale Capitale di esercizio netto $(11.634)$ $(11.013)$ $(1.022)$ Fondi per benefici al dipendenti $(868)$ Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili 236 14 composte da: $323$ 14 - attività destinate alla vendita · passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita $(87)$ CAPITALE INVESTITO NETTO 58.995 67.862 48.079 53.086 Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi Indebitamento finanziario netto Debiti finanziari e obbligazioni, composti da: 24.707 · passività finanziarie a lungo termine 20.179 20.564 - quote a breve di passività finanziarie a lungo termine 2,286 2,242 - passività finanziarie a breve termine a dedurre: Disponibilità liquide ed equivalenti $(7.363)$ $5.674$ $(6.219)$ Titoli held-for-trading e altri titoli non strumentali all'attività operativa (vedi nota 9 e nota 10) $6,404$ Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa (vedi nota 11) 209 $[385]$ Totale Indebitamento finanziario netto⁽⁺⁾ 10.916 14.776 COPERTURE 58.995 67.862 (a) Per maggiori dettagli sulla composizione dell'indebitamento finanziario netto si veda anche la nota 29 al Bilancio consolidato.

Eni Relazione ni

$83192$ (Iff

Rendiconto finanziario riclassificato

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale		2017		2016
$(\epsilon$ milioni)	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato	Valori da schema legale	Valori da schema riclassificato
Utile (perdita) netto - continuing operations		3.377		(1.044)
Rettifiche per ricondurre l'utile (perdita) netto al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari		8,720		7.773
- ammortamenti	7.483		7.559
· svalutazioni (riprese di valore) nette	[225]		(475)
- radiazioni	263		350
- effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	267		326
- altre variazioni	894		(9)
- variazione fondo per benefici ai dipendenti	38		22
Plusvalenze nette su cessioni di attività		[3.446]		(48)
Dividendi, interessi e imposte		3.650		2,229
- dividendi	(205)		[143]
- interessi attivi	(283)		(209)
- interessi passivi	671		645
- imposte sul reddito	3.467		1.936
Variazione del capitale di esercizio		1.440		2.112
- rimanenze	(346)		(273)
- crediti commerciali	657		1.286
- debiti commerciali	284		1.495
- fondi per rischi e oneri	96		(1.043)
- altre attività e passività	749		647
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati		(3.624)		[3.349]
- dividendi incassati	291		212
- interessi Incassati	104		160
- interessi pagatl	(582)		(780)
- imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati	(3.437)		[2.941]
Flusso di cassa netto da attività operativa		10.117		7.673
Investimenti tecnici		(8.681)		(9.180)
· attività materiali	[8, 490]		(9.067)
· attività immateriali	(191)		(113)
Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda		$[510]$		(1.164)
- partecipazioni	[510]		(1.164)
Dismissioni		5.455	165	165
- attività materiali	2.745		19
- attività immateriali	2
· imprese consolidate e rami d'azienda al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti cedute ^(s)	2.662		(362)	889
- imposte pagate sulle dismissioni	(436)
- partecipazioni	482		508
Altre variazioni relative all'attività di investimento		[373]		465
- investimenti finanziari: titoli	(316)		[1.336]
· investimenti finanzlari: crediti finanziari	[657]		(1.208)
· variazione debiti e crediti relativi all'attività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale	152		(8)
rlclassIfica: investimenti finanziari in titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	388		1.589
- disinvestimenti finanziari: titoli	224		20
- disinvestimenti finanziari: crediti finanziari	999		8.063
- variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimento	(434)		205
riclassifica: disinvestimenti finanziari di titoli e crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	[729]		(6.860)

$6.008$ Free cash flow $(1.152)$ $i$ ran

(a) Neirendiconto finanziario statutory i disinvestimenti 2016 comprendono la cessione del controllo (12,503%) di Saipem SpA a COP Equity con un incosso di E463 millioni, esposto al netto delle disponibilità liquide ed equ

$\overline{\phantom{0}}$

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segue Rendiconto finanziario riclassificato

Voci del Rendiconto Finanziarlo Riclassificato e

confluenze/rlclasslflche delle voci dello schema legale		2017	2016
(€milioni)	Valori da schema legale	Valori de achema rlcluaiflcato	Valori da achemalegale	Valori de echema rlclaulflcato
Free cash flow -- 4 ··-·--·-· ~- · ·-		6.008		!1_. ~~~
- o - ·· · -·· -~· ·· ···- ••••• -· --- • • ' Investimenti e disinvestimentl relativi all'attività di finanziamento		341		5.271
rlclaulflca: lnvesrlmenrl finanziari/n titoli e credlr/ finanziar/ non strumentali all'or r/v/ril opero rivo	(388)		(1.599)
rlclanlflca: dislnvestlmentlflnanzfarl di tiro/l e credlrfjinanziarf non strumenroli ofl'otrlvfril operar/va	729		6 .960
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti		(1.712)		{766)
-assunzione debiti finanziari non correnti	1.842		4.202
-rimborsi di debiti finanziari non correnti	(2.973)		(2.323)
-Incremento (decremento) di debiti finanziari correnti	(581)		(2.645)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.883)		(2.885)
- dividendi distribuiti agli azionisti Eni	(2.990)		(2.881)
-dividendi distribuili ad altri azionisti	(3)		(4)
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altre variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti	(72)	(72)	2		' \
Effetto delle disponibilità liquide ed equivalenti relative alle discontlnued operatlons			899		~
Effetto della variazione dell'area di consolidamento l~ ?~l ~~ irn.P :S ~~ ~~-"~~~ _ ~~a n_t!l ~'-~' e-~ tl). __ _ __ _ !~~ e~m! nt~,~	7	7	(5)	(5)
Flusao di c usa netto	1.689	1.689	465	465

.8 j l 9 2[ Gfct

COMMENTO Al RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI DI ENI SPA

Nel 2017 sono state effettuate le seguenti operazioni straordinarie: conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas 8c Power" ad Eni gas e luce SpA in relazione alle iniziative di valorizzazione del business retail G&P. !:operazione è stata effettuata in continuità del valori civilistici e fiscali e ha determinato un valore di iscrizione della partecipazione di € 1.545 milioni. Il conferimento ha riguardato principalmente, fra le attività, crediti commerciali per €1.908 milioni ed Il goodwill precedentemente iscritto e riveniente da incorporazioni di società attive nel settore retail gas (€823 milioni). lnoltre, nell'ambito dell'operazione di conferimento del ramo, Eni ha concesso ad Eni

gas e luce SpA un finanziamento di €850 milioni in relazione alla definizione della struttura finanziaria della società; l'atto di conferimento è stato stipulato il 12 giugno 2017, con efficacia dal 30 giugno 2017;

acquisizione del ramo d'azienda 'Servizi di supporto alle attività transazionali-finanziarie di Eni e gestione delle partecipazioni" da EniAdfin SpA; l'atto è stato stipulato in data 28 settembre 2017, con efficacia dall'ottobre 2017;
cessione del ramo d'azienda afferente il deposito di Vado Ligure. t: atto è stato stipulato in data 28 luglio 2017, con efficacia 1' agosto 2017.

CONTO ECONOMICO

(€ milioni]	2017	2016	2015	Va r. ass.
Ricavi della gestione caratteristica	28.984	27.718	33,713	1.266
Altri ricavi e proventi	2.316	547	342	1.769
Costi operativi		(28.517] (28.426) (34.469]		(91)
Altri proventi e (oneri] operativi	(239)	(SO)	(622)	(189)
Ammollamenti	(727)	(815)	[909)	88
Riprese di valore (svalutazioni] ne ne	(111)	(443)	(136)	332
Radiazioni	(5) -		-	J.~!l _ ---~~"---

Utile netto

t:utile netto di €3.586 milioni si riduce di €935 milioni per effetto essenzialmente: (i) dei minori proventi connessi alla gestione delle partecipazioni a seguito essenzialmente dei minori dlvlden· di distribuiti da società controllate e dalla circostanza che nell'esercizio 2016 vennero rilevati, nell'ambito delle discontinued operation, gli effetti connessi alla cessione di una quota del12,503%

della Saipem SpA alla COP Equity SpA; (ii) delle maggiori imposte sul reddito. Tali fenomeni sono in parte compensati dal miglioramento del risultato operativo della Exploration 8c Production, per effetto essenzialmente della cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico ( € 1.985 milioni). e della Gas 8c Power.

l Analisi delle voci del conto economico

l motivi delle va riazioni più significative delle voci di conto economico di Eni SpA se non espressamente Indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, cui si rinvia.

~lcavl della gestione caratteristica

	2017	2016	2015	Va r. ass.
EMploration 8c Productlon	2.225	1.874	2.753	351
Gas &Power	14.331	15.460	18.800	(1.129)
ReHnlng 8c Marketing	14.275	11.813	14.480	2.462
Corporale	864	869	941	(5)
Elisioni	_[2.711)	-J~-~~~! 3_._2		6~! .~~~3) _
	28.984	27.718	33.713	1.266

,• l ricavi Exploration Be Production ( €2.225 milioni) aumentano di €351 milioni, pari al19%, a seguito essenzialmente dell'incremento dei prezzi di vendita del greggio e del gas ( +46% e +35% rispetti· vamente) e dell'incremento dei volumi di idrocarburi prodotti, pari all'1,8%, equivalente a 0,8 milioni di boe.

business retail ad Eni gas e luce SpA efficace dal30 giugno 2017. , l ricavi Refining Be Marketing (€14.275 milioni) aumentano di ;:

8 3 1 9 2/68o

€2.462 milioni, pari ai 21%, a seguito essenzialmente dell'aumento _j_ dei prezzi di vendita dei prodotti petroliferi. j-_;~_:·_ ~

l ricavi Gas Be Power (€14.331 milioni) si riducono di €1.129 milioni essenzialmente per effetto del conferimento del ramo d'azienda del l ricavi della Corporate (€864 milioni) sono sostanzialmente in li· . nea con l'esercizio 2016. <>

Utile (perdita) operativa						~
. .	( € mill~nl)	2017	2016	2015	Va r. ass.
E~ploration ScProductlon		2.164	(445)	472	2.609
Gas 8c Power		(304)	(1.166)	(1.643)	862
Refining 8c Marketing		329	403	(631)	(74)
Corporale		(479)	(384)	(331)	(95)
. ~~~n_a~~~~~ ':~~ i_nt ~". !'~ ____ _ __	______•. _				(9) __ J!~! . ____ --~~L _.!!

						{
::::::::::::;::::~~::~~:;~::~~~~;;~::,::;:~~:~·:;;;~:::~~~;~:::~~~~~;.~~~~=:~:,:::,::,:~, ~ migliora di €2.609 milioni a seguito essenzialmente: (i) della plu·	€862 milioni a seguito essenzialmente: (i) della circostanza che nel

svalenza realizzata a seguito della cessione dell'interest del 25% 2016 vennero rilevati gli oneri connessi alla revisione di stima dei ere· nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico ( € 1.985 diti per fatture da emettere per vendite di gas ed energia elettrica del milioni); (ii) dell'incremento dei prezzi degli idrocarburi. Tali effetti segmento Retail; (ii) dell'effetto delle rinegoziazionl di alcuni contrat· sono parzialmente compensati: (i) dai maggiori accantonamenti ti di acquisto long-term; (iii) dell'allineamento delle indicizzazioni di ai fondi per oneri ambientali; (il) dalle maggiori royalties correlate contratti GNL; (iv) dei minori costi di logistica. all'incremento dei prezzi. Si rileva Inoltre che, in data 15 aprile 2017, è stata disposta, da parte della Regione Basilicata, l'interruzione delle attività del Centro Olio Val d'Agri (COVA) a causa della rilevazione di una contaminazione da sversamento di idrocarburi nella rete fognaria esterna allo stabilimento Industriale. Il 18 luglio 2017 Enl ha riavviato l'attività presso il COVA avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte delle Autorità competenti una volta compie· tatl gli accertamenti e le verifiche cha hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza; tale evento rileva parzialmente nel confronto con i dati dell'esercizio 2016 in· teressato anch'esso da una interruzione dell'attività produttiva nel periodo 31 marzo· 12 agosto 2016.

!.:utile operativo della Refining Be Marketlng ( €329 milioni) si ri· duce di €74 milioni per effetto essenzialmente della circQstanza che nell'esercizio precedente venne rilevato un maggior incremen· to del valore del magazzino In considerazione dell'andamento dei prezzi dell'ultima parte dell'esercizio 2016 rispetto a quanto regi· strato nel 2017. Ouesto effetto è stato parzialmente compensato: (i) dal miglioramento del business Refining, per effetto del benefi· ci delle azioni di riassetto del sistema di raffinazione Eni eseguite negli ultimi anni; (ii) dalla performance positiva del business commerciale, per effetto delle politiche commerciali che hanno favorito i segmenti premium.

Proventi (oneri) su partecipazioni

	2017	2016	2015	Var. ass,
Dividendi	3.061	6.486	10.366	(3.425)
Plusvalenze nette da vendite			149
~!t r! ~~v~~' . _ . _. __ .	153	202 . " - -· -··--·	49

La riduzione dei dividendi di €3.425 milioni deriva essenzial· mente dalle minori distribuzioni operate da Eni lnternational BV (€3.066 milioni), Eni lnsurance OAC (€400 milioni) ed Eni

:1..1 ,, .. G ,

.•.

•

83192681

	2017	2016	2015	Var. ass.
IRES	(10)	44	31	(54)
IRAP	$[1]$			$[1]$
Addizionale legge n. 7/09	[61]			$(61)$
Totale Imposte correnti	[72]	44	31	(116)
Imposte differite	$[12]$	35	37	(47)
Imposte anticipate	138	160	(531)	[22]
Totale imposte differite e anticipate an experimental and the control where there could need	126	195	[494]	(69)
Totale Imposte estere	(311)	(10)	(10)	(301)
Totale Imposte sul reddito Eni SpA	[257]	229	[473]	[486]
Imposte relative alla rilevazione delle joint operation	86		28	83
	(171)	232	(445)	(403)

$K\equiv\omega$

Le Imposte sul reddito di €171 milioni si incrementano di €403 milioni a seguito essenzialmente: (i) del pagamento delle imposte relative alla cessione dell'interest del 25% nell'Area4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico (€301 milioni); (ii) delle maggiori imposte differite nette per €69 milioni; (iii) per lo stanziamento dell'addizionale IRES legge n. 7 del 6 febbraio 2009 (cosiddetta Libian Tax) [€61 milioni). Tali effetti sono parzialmente compensati dalle minori imposte differite delle joint operation a seguito dell'avvio della fase esecutiva del progetto Coral in Mozambico.

La differenza del 19,45% tra il tax rate effettivo (4,55%) e teorico (24%) è dovuta essenzialmente: (i) alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell'esercizio, con effetto sul tax rate del 18,57%; [ii] alla quota non imponibile delle dismissioni, con effetto sul tax rate del 12%. Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dalle imposte relative alla cessione dell'interest del 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico, con un effetto sul tax rate dell'8,01%; (ii) dalle svalutazioni nette delle partecipazioni con un effetto sul tax rate del 2,34%.

$\mathcal{L}$

$\frac{1}{2}$

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICAT01

l motivi delle variazioni più significative delle voci dello stato patri"_~Dniale di Eni SpA se non espressamente indicate di seguito, sono commentate nelle Note al bilancio di esercizio di Eni SpA, ~ cui si rinvia. _)i

.. :;

~J..

(€milioni)	31 dicembre 2017	31 dicembre 2016	Var. ass.
Capitale Immobilizzato
Immobili, Impianti e macchinari	7.178	8.046	(868)
Rimanenze lmmobllluate -scorte d'obbligo	1.297	1.172	125	'>--
Attività Immateriali	195	1.205	(1.010)
Partecipazioni	42.337	40.009	2.328
Crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa	5.090	3.163	1.927
.~!:~ ~~ .(~ ~~!~~ "~~ ti !~l~ti~~:_ll~~t tl~i t~ ~ inv~~ti!:"ento/dis n.~~~!i!'l~nt~	. . !~5~)	--··· -· --····· -----~zo ___
			~L
Capitale di esercizio netto
Rimanenze
Credili commerciali
Debiti commerciali
Crediti/Debiti tributari e fondo Imposte netto
Fondi per rischi e oneri
~~~~ ~~ ~~!t~ !P ~~~ ~~ ~~!_d:!s e!~!~~ ··-· _ ··-···-···- ··- __ ·-···-.•

Fondi per beneficiai dipendenti
-~ ~~~~~~!~"f ~~~~ ~".! .• t~t~--~".!~'~!~!~u '!. v~n~lt~ ~ P.~ ~! ~~~ ~~r~!!~?l~ ~~ ~~!.~~!•bll~·-·
CAPITALE INVESTITO NETTO	53.042 . . ~ . -·	51.989	1.053
Patrimonio netto	42.529	---~-· ··"· ··. 41.935	594
lndebltemento finanziarlo netto -- --· ---··· -·-·-·-·-····-------·-	10.513	10.054	459
COPERTURE	63.042	51.989	1.053

Il capitale lnveselto netto al 31 dicembre 2017 ammonta a €53.042 milioni con un incremento di €1.053 milioni rispetto al 31 dicembre 2016.

Capitale Immobilizzato

Il capitale Immobilizzato (€55.941 milioni) aumenta di €2.126 mi· lioni rispetto al 31 dicembre 2016 a seguito: (ì) dell'incremento netto delle partecipazioni ( €2.328 milioni) per effetto essenzialmente del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas Se Power" che ha determinato un incremento del valore dì iscrizione della partecipazione in Eni gas e luce SpA di €1.535 milioni e degli Interventi sul capitale sociale delle partecipate parzialmente compensati dai rimborsi, cessioni e riduzioni di valore; (ii) dell'incremento dei crediti finanziari e titoli strumentali all'attività operativa di {€1.927 milioni) in parti· colare per la concessione di finanziamenti alle società controllate Eni Finance lnternational SA ed Eni gas e luce SpA nell'ambito dell'o· perazione di conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas Se Power". Tali effetti sono parzialmente compensati: (i) dal decremento delle attività immateriali (€1.010 milioni) a seguito essenzialmente del conferimento del ramo d'azienda "Retail Market Gas B: Power" che ha comportato il trasferimento, tra l'altro, del goodwill precedente· mente iscritto e rinveniente da operazioni di incorporazione operata da E n l SpA di società operanti nel settore re t a il gas; (ii) dal decremento degli immobili, Impianti e macchinari ( €868 milioni) per effetto essenzialmente della cessione dell'interest del25% nell'Area 4 in fase di

sviluppo nell'offshore del Mozambico; (iii) dall'incremento dei debiti netti relativi all'attività di investimento ( €376 milioni) per effetto essenzialmente della circostanza che al 31 dicembre 2016 erano stati iscritti crediti verso Eni Gas Se Power NV per rimborsi di capitale ( €381 milioni) che sono stati rilevati nel primo semestre 2017.

Capitale di esercizio

Il capitale di esercizio netto, negativo di €2.548 milioni si riduce di € 1.109 milioni a seguito essenzialmente del conferimento del ramo d'azienda "Retall Market Gas B: Power" che ha riguardato principalmente: (i) crediti commerciali (€1.908 milioni); (ii) debiti commerciali (€571 milioni); (Iii) altre passività nette d'esercizio {€219 milio· nl), relative principalmente ai depositi cauzionali ricevuti da clienti civili per la fornitura di gas ed energia elettrica.

Dlscontlnued operatlons e attività destinate alla vendita

e passività direttamente associabili ,.,_..--:- / .-· · ··- .. · Le discontinued operations e attività destinate a a yé_nditù ~s . ,~ tà direttamente associabili di €2 milioni si riferi ~~o p.r ii ·.'' _àirné~!: .. ·;~ ·· a cessioni di impianti di distribuzione.lnoltre,l tività . ~til)!!_t~ ~lfa :I~\J .• vendita comprendono la riclassifica della par c1 azi eirt Tigàt Zrt,:· ~~ completamente svalutata, a seguito dell'ac ordò. · . . é~~_to_· ·· ~& ~i ~f~Y } cembre 2017 tra Eni e MET HoldingAG che rev eja cessionè della};:/ ~' totalità delle azioni detenute da Eni.ll perfe lo ame~ìò d~j~~pe·;;~~~~~ ne è subordinato all'approvazione delle Au 1tà competenti . ...-.., •. _,-

(1) SI rinvia al commtnlo al risul1at1 economici t finanziari del consolidalo Rtr l'illumaziono rntlodologlca de ali schemi riclassificaci.

•

.8 ?; 'l 9 2/6R2 PATRIMONIO NETTO

	(€milioni)
Patrimonio nello al31 dicembre 2016		41.935
Incremento per:
Utile netto	3.586
Valutazione di plani a benefici definili per l dlpendenlf al netto dell'effetto fiscale	7
		3.593
Decremento per;
Acconto sul dividendo 2017	(1.441)
Distribuzione saldo dividendo 2016	(1.440]
Differenze cambio da conversione jolnt operatlon	(98)
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash now hedge al netto dell'effetto fiscal e	(20)
		(2.999)
Patrimonio nello al 31 dicembre 2017		42.529

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

	31 dicembre 2017	31 dicembre 2016	Var. ass.
Debiti finanziari e obbligazionari	24.962	26.727	(1.765)
Debiti finanziari o breve termine	6.119	?.1?3	{1.054)
Debiti finanziari o lungo termine	18.843	19.554	{?11)
Disponibilità liquide ed equivalenti	(6.214)	(4.583)	(1.631)
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(2.442)	(6.028)	3.566
~i~r-~ __ O:t ~! t~ f.~~~'2~i a!ie.!e.~tl~~ e al tr~d,I~L ___ ····- ··- ·- -·-- . -· _	(5 ]~3 _	.l~~o.~. ·-	--~~?. .
lndebltamento finanziarlo nello	10.513	! 10.054	459

!:aumento dell'lndebitamento finanziario netto di €459 milioni è dovuto essenzialmente: (i] agli investimenti in partecipazioni ( €2.586 milioni) per effetto essenzialmente degli interventi sul capitale di alcune imprese controllate; (ii] al pagamento del dividendo residuo dell'esercizio 2016 di €0,4 per azione (€1.440 milioni); (iii) al pagamento dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2017 di €0,4 per azio-

ne (€ 1.440 milioni); (iv) agli investimenti relativi ad attività materiali ed immateriali [€773 milioni). Tali effetti sono stati In parte compensati: (i) dal flusso di cassa netto da attività operativa ( €3.281 milioni); (ii) dalle dismissioni ( €3.108 milioni) in particolare la cessione dell'interest dei 25% nell'Area 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozambico al netto delle imposte pagate [€2.061 milioni).

•

$83192/686$

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO²

			8319
RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO ²


	(€ milioni)	2017	2016	Var. ass.
Utile netto - continuing operations		3.586	4.166	(580)
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
- ammortamenti e altri componenti non monetari		1.482	2.016	[534]
- plusvalenze nette su cessioni di attività		(1.996)	29	[2.025]
- dividendi, interessi, imposte e altre variazioni		[2.495]	(6.291)	3.796
Variazione del capitale di esercizio		(52)	765	[817]
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati		2.756	5.938	(3.182)
Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations		3.281	6.623	(3.342)
Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations
Flusso di cassa netto da attività operativa		3.281	6.623	(3.342)
Investimenti tecnici		[773]	[846]	73
Investimenti in partecipazioni		[2.586]	[8.299]	5.713
Investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa		(1.139)	3.820	(4.959)
Dismissioni		3.108	2.214	894
Altre variazioni relative all'attività di investimento		382	[507]	889
Free cash flow		2.273	3,005	[732]
Investimenti e disinvestimenti di attività finanziarie non strumentali all'attività operativa		3.557	[2.362]	5.919
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti		(1.319)	2.683	(4.002)
Flusso di cassa del capitale proprio		(2.880)	(2.881)	1
Effetto delle fusioni			6	(6)
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO		1.631	451	1.180
Free cash flow		2.273	3.005	[732]
Flusso di cassa del capitale proprio		[2.880]	(2.881)	1
Differenze cambio su debiti e crediti finanziari e altre variazioni ^(a)		[117]	[605]	488
Debiti e crediti finanziari società disinvestite ^[b]		265		265
Variazioni dell'indebitamento per effetto delle fusioni			51	(51)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO		(459)	(430)	(29)

(a) La voce, nel 2016, accoglieva gli effetti della rinuncia ai crediti finanziari non strumentali all'attività operativa verso Ye
ricapitalizzazione della società.
(b) La voce accoglie gli effetti della cessione dell'inte iuncia ai crediti finanziari non strumentali all'attività operativa verso Yersalis SpA nell'ambito dell'operazione complessiva di

Investimenti tecnici

2010/02/1 contract and the contract with the fact $-1444 - 14$	2017	2016	Var. ass.
Exploration & Production	36:	489	(128)
Gas & Power	11	28
Refining & Marketing	369	308	61
Corporate	32	21
Investimenti tecnici	773	846	(73)

(2) Si rinvia al Commento ai risultati economici e finanziari di consolidato per l'illustrazione metodologica degli schemi riclassificati.

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Voci dello atato purlmonlale rlclanlficato

(dove non espressamente indicato, la componente è ottenuta direttamente dallo schema legale)

</enti)<>

direttamente dallo schema legale)		31 dicembre 2017		31 dicembre 2016
(€milioni)	Riferimento alle note al Bilancio di esercizio	Valori da schema lesa le	Valori da 1chema rlclasslncato	Valori d• schema	Valori da schema legale rlclaulncato

Capitale Immobilizzato Immobili, impianti e macchinari
			7.178		8.046
Rlmanze Immobilizzate- scorte d'obbligo Attività immateriali			1.297		1.172
			195		1.205 40.009
Partecipazioni Crediti finanziari e Tholl strumentali all'attività operativa:			42.337 5.090		3.163
·crediti finanziari strumentali all'attivit11 operativa (correnti)	(vedi nota 9)
·crediti finanz iari e titoli strumentali all'attività operativa (non correnti)	(vedi nota 19)	258		1.735
Crediti (Debiti) netti relativi all'attività di lnvestlmento/dlsinvestimento,		4.832		1.428
composti da:			(156)		220
·crediti relativi all'attività di dislnvestimento	(vedi nota 9 e nota 21)	3		387
• debhl per attivit à di investimento	(vedi nota 24)	(159)		(167)
~~~~) '.~~~~~!.'Fiim~~"§!.~~ -:.=.--~-:: -~~--·· ·-~-~- -~~ ::. -~ -:: ~- ~~ ~:: :~:= :~~-:~. ~-- ~:·.· --~-- ·:~.					ss.941 - . -··s3-:&is·
Capitale di esercizio netto
Rimanenze			1.389		1.277
Crediti commerciali	(vedi nota 9)		5.111		6.813
Debiti commerciali	(vedi nota 24)		(5.254)		(5.333)
Crediti/Debiti tributari e fondo imposte netto, composti da:			698		817
·passività per Imposte sul reddito correnti		(64)		(4)
·passività per altre Imposte correnti		(809)		(B87)
·attiVI!~ per Imposte •ul reddito correnti		59		92
· attività per altre Imposte correnti		267		346
·attività per Imposte anticipate		1.152		1.185
-altre attività non correnti	(vedi nota 21)	BO		BO
·crediti per consolidato fiscale e IVA	(vedi nota 9)	265		101
. debiti per consolidato fiscale e IVA	(vedi nota 24)	(229)		(73)
·altre passività non correnti	(vedi nota 31)	(23)		(2 3)
Fondi per rischi ed oneri			(3.781)		(4.054)
Altre atllvità (passività) di esercizio:			(711)		(959)
. altri crediti	(vedi nota 9)	510		596
- altre attività (correnti)		693		1.011
-altre attività (non cor <enti)< td="">	(vedi nota 21)	399		618		(vedi nota 21)	399	618
-acconti e anticipi, altri debiti	(vedi nota 24)	(583)		(636)
-altre passività (correnti)		(872)		(1.205)
-altre passività (non correnti)	(vedi nota 31)	(85B)		(1.343)
rote ~ c&jiiiiè 'di ~serclii~ néi'icl ·			(2.s4à)	·iasaJ -- · · · ·	ft.439j (3-!ii)
,:~ ~di j,"; r'b'ln"itiC:i al dÌpe~ d;ri il "
ii-i~~~~~i~ ~-;.'d;;p-;~;i io~~ ;;iii;it l ci~~ii~'ite ;iìe vè~d a · -· · cA"PiiAi:E'iiivesriroii'Eiro ·· ------- ---------- ·-			2		4
			53.042		51.989
Patrimonio netto			42.529		41.935
lndebllamento finanziarlo netto
Debiti finanziari e obblleazloni, composti da:			24.962
. passività fi nanziarle a lungo termine		18.843		19.554
. quote a breve di passività finanziarle a lungo termine		1.973		3.014
. passlvlt~ finanziarle a breve termine		4.146		4.159
a dedurre:
Olsponlbllltà liquide ed equivalenti		6.214		4.583
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	(vedi nota 9)	2.442		6.028
~ i~a ~~~r!! d: ~.t~~t~ ~~-t~adi ~ t_r~		5.793	io . 513. -	6.062 · ·- · · -·
Totalelndebltamento nnanzlarlo netto cii"PeiiT'uire-. - ------ ··			53.042		10.054 51.989

,,,

83192686

Voci del Rendiconto Finanziario Riclassificato e			83192

confluenze/riclassifiche delle voci dello schema legale	Valori da	31 dicembre 2017 Valori da	Valori da	31 dicembre 2016 Valori da
(€ milioni)	schema legale	schema riclassificato	schema	schema legale riclassificato
Utlle netto - continuing operations		3,586		4.166
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operativa:
Ammortamenti e altri componenti non monetari:		1.482		2.016
- ammortamenti	727		815
- svalutazioni nette di attività materiali e immateriali	111		443.
- radiazioni	5		209
- effetto valutazione partecipazioni	367		374
- differenze cambio da allineamento	[26]		[64]
- variazione da valutazione al fair value titoli destinati al trading	256		223
-varlazioni fondi per benefici ai dipendenti	42		16
Plusvalenze nette su cessione di attività		(1.996)		29
Dividendi, interessi, imposte e altre variazioni		(2.495)		[6.291]
- dividendi	(3.061)		[6, 486]
- interessi attivi	[204]		(161)
- interessi passivi	599		588
- imposte sul reddito	171		[232]
Variazione del capitale di esercizio		$[52]$		769
- rimanenze - crediti commerciali	(238) 241		(66) 1,353
- debiti commerciali	335		93
- fondi per rischi ed oneri	(195)		(30)
- altre attività e passività	(195)		(585)
Dividendi incassati, imposte pagate, interessi (pagati) incassati:		2.756		5.938
· dividendi incassati	3,076		6.458
· interessi incassati	201		165
- interessi pagati	(576)		[692]
· imposte sul reddito pagate al netto dei rimborsi e crediti di imposta acquistati	55		7
Flusso di cassa netto da attività operativa - continuing operations		3.281		6.623
Flusso di cassa netto da attività operativa - discontinued operations
Flusso di cassa netto da attività operativa		3.281		6.623
Investimenti tecnici:		(773)		(846)
- immobilizzazioni materiali	(738)		[788]
· immobilizzazioni immateriali	(35)		(58)
Investimenti in partecipazioni		(2.586)		[8.299]
Investimenti finanziari netti strumentali all'attività operativa:		(1.140)		3,820
- crediti finanziari strumentali	(1.140)		3.820
- Imprese consolidate e rami d'azienda al netto della disponibilità liquide ed equivalenti cedute Variazione debiti e crediti relativi all'attività d'investimento
e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale				(507)
Titoli strumentali all'attività operativa		1
Dismissioni:		3.108		2.214
- immobilizzazioni materiali	14		5
· Immobilizzazioni immateriali
- partecipazioni	1.033		2.209
- altre attività destinate alla vendita
lmprese consolidate e rami d'azienda al netto della disponibilità liquide ed equivalenti cedute •	2.362
- imposte pagate su dismissioni	(301)
Altre variazioni relative all'attività di investimento/disinvestimento: - variazione debiti e crediti relativi all'attività d'investimento	382	382
e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimoniale
Free cash flow		2.273		3.005
Investimenti e disinvestimenti relativi all'attività di finanziamento:		3,557		2.362
- investimenti (disinvenstimenti) finanziari in crediti finanziari non strumentali all'attività operativa	3.556		[1, 105]
- investimenti (disinvenstimenti) finanziari in titoli non strumentali all'attività operativa	1		.25
Variazione debiti finanziari correnti e non correnti: · assunzione (rimborsi) debiti finanziari a lungo termine e quota a breve del lungo	(1.345)	(1.319)
- incremento (decremento) di debiti finanziari a breve termine	26		548
		(2.880)		(2.881)

Flusso di cassa del capitale proprio:
- dividendi distribuiti agli azionisti Eni Effetto delle fusioni	(2.880)		[2.881]	6

į,

FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZA

PREMESSA

In questa sezione sono illustrati i principali rischi al quali è espo· sto il Gruppo nell'ordinaria gestione delle attività industriali. Per la descrizione dei rischi finanziari [mercato, controparte e liqui· dità) si rinvia alla nota n. 38 - Garanzie, impegni e rischi del bi· lancio consolidato.

RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITA DEL SETTORE OIL&GAS

l risultati di Enl, principalmente del settore Exploratlon 8c Production, sono esposti alla volatilità dei prezzi del petrolio e del gas. La riduzione del prezzi degli idrocarburi ha effetti negativi sui ricavi, sull'utile operativo e il cash flow a livello consolida· to e determina la flessione dei risultati nel confronto anno su anno; viceversa in caso di aumento dei prezzi. !:esposizione al rischio prezzo riguarda circa il 50% della produzione di petrolio e gas di Eni. Tale esposizione per scelta strategica non è oggetto di attività di gestione e/o di copertura economica, salvo parti· colarl situazioni aziendali o di mercato. La parte restante della produzione Eni non è esposta al rischio prezzo poiché è regolata dallo schema contrattuale di Production Sharing [PSA) che garantisce alla compagnia petrolifera internazionale nel ruolo di contrattista Il recupero di un ammontare fisso di costi sostenuti attraverso l'attribuzione di un corrispondente numero di barili, esponendola pertanto a un rischio volume [vedi di seguito). Sul· la base del portafoglio corrente di asse t oil8cgas, il management stima che rispetto al prezzo di piano per il 2018 di 60\$/bl, per ogni variazione di -1+ 1 \$/ bi l'utile netto consolidato di Gruppo diminuisce/aumenta di circa €200 milioni e il flusso di cassa dopo gli investimenti ["free cash flow") si contrae/incrementa di un ammontare equivalente.

La ripresa del prezzo del petrolio awiata dalla seconda metà del 2017 si è rafforzata nella parte finale dell'anno e nello scorcio ini· zia le del 2018, con le quotazioni del riferimento Brent che hanno raggiunto quota 70\$/bl, Il valore massimo da tre anni a questa parte. La quotazione media Brent del 2017 è stata di circa 54 \$/ bi con un incremento del 24% rispetto al 2016, scontando la fase di debolezza della primavera 2017. Il mercato petrolifero è stato sostenuto dal migliore equilibrio nei fondamentali per effetto della buona dinamica della domanda (cresciuta nel2017 di circa 1,5-1,7 milioni barili/giorno) trainata dalla ripresa globale e dal conteni· mento dell'offerta che hanno determinato la progressiva norma· lizzazione dei livelli delle scorte globali di greggio. Sul lato offerta hanno influito la piena regimazione dei tagli produttivi adottati daii'OPEC e da altri dieci Paesi produttori [in primis la Russia) pari a circa 1,8 milioni barili/giorno, l'elevato livello di compliance alle quote pro~utt ive e, In prospettiva, l'accordo di fine novembre di .pr.orogare i tagli per tutto i1201B rispetto alla scadenza inizialmente concordata di marzo. Altri fattori a sostegno dei prezzi sono stati il riaffaéciarsi delle tensioni geopolitiche nell'area del Golfo e l'lr·

rigidimento dei rapporti USA-Iran, nonché il declino produttivo del Venezuela alle prese con la crisi politica e finanziaria interna. Le statistiche sulla ripresa dell'attività del tlght-oll USA puntano a una ripresa dell'attività.

Guardando al medio-lungo termine, il management prevede uno scenario mid-cycle con un prezzo di lungo termine di \$72 in termini reali 2021 (crescita nominale del 2% corrispondente alla previsione Eni del tasso di inflazione di lungo termine dei Paesi OCSE) sulla base dell'analisi dei fondamentali del settore, consi· derando la moderata ma costante crescita della domanda ener· geti ca globale e il probabile deficit produttivo che si verrà a creare nel medio termine a causa dei massicci tagli agli investimenti fatti dalle compagnie petrolifere internazionali in risposta alla contrazione dei cash flow durante il downturn. Tuttavia valutati i rischi e le incertezze di tali scenari globali, relativi in particolare alla posizione deii'OPEC, al riaffiorare del rischio geopolitico, alla circostanza che l mercati futuri del prezzo del greggio rimangono in backwardation, all'evoluzione dei costi marginali e dei rendimenti per rig delle produzioni unconventional USA e all'andamen· to macroeconomico globale, la direzione aziendale conferma un approccio prudenziale nelle decisioni d'investimento mantenendo una rigorosa "capitai discipline", Per il quadriennlo 2018·2021 Eni prevede un programma d'investimenti di €31,6 miliardi, in marginale aumento rispetto al piano precedente; circa il 50% del· fa manovra d'investimento a fine piano è "uncommitted' consentendo all'Azienda di mantenere un'adeguata flessibilità finanzia· ria in caso di repentini mutamenti dello scenario. Per il 2018, Eni prevede un livello di spending di circa €7,7 miliardi, in linea con il2017. Nonostante il controllo degli investimenti, il management intende mantenere un elevato tasso di crescita della produzione d'Idrocarburi pari a circa il 3,5% in media nell'arco del prossimo quadriennio. Nel coniugare crescita e contenimento del costi, il management ha fatto leva in particolare sull'approccio modulare nella realizzazione dei grandi progetti e sulla riduz ione del capitale Inattivo attraverso l'ottimizzazlone del tlme-to-market delle riserve. Tali azioni, unitamente alla ristrutturazione del business mld e donwstream e al ridimensionamento dei costi corporate, hanno l'obiettivo di ridurre il livello di prezzo del Brent al quale la Compagnia consegue la cash neutrality, cioè la copertura dei fabbisogni per investimenti e Il pagamento del dividendo attraverso il cash flow operativo, stimata a circa 57 \$/bi per il 2017 e proiettata in media a circa 55 \$/bi nel prossimo quadriennio.

!:attività oil8cgas è un settore capitai-intensive che necessita di ingenti risorse finanziarie per l'esplorazione, lo sviluppo, l'estrazione e la produzione delle riserve d'idrocarburi. Il controllo degli investimenti e la disciplina finanziaria rappresentano le variabili cruciali per il conseguimento dell'equilibrio patrimoniale. Storicamente i nostri investimenti upstream sono stati finanziati attraverso l'autofinanziamento, gli incassi da dismissioni e ricorrendo a nuovo indebita mento e all'emissione di bond e commerciai pa·

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per per coprire eventuali deficit. Nonostante la riduzione del livello di Brent, che consente l'autofinanziamento degli investimenti [per il 2017 pari a circa 43 \$/ bi}, il nostro cash flow operativo è soggetto a numerose variabili: [i) il rischio prezzo; (ii) l volumi di petrolio e gas che saranno effettivamente estratti dai nostri pozzi di produzione; (iii) la nostra capacità e il time-to-market nello sviluppare le riserve; [iv) i rischi politici; e [v) l'efficiente gestione del circolante.

Nel caso in cui il nostro cash flow operativo non sia in grado di finanziare illOO% degli investimenti tecnicl "commltted", la Compagnia si vedrebbe costretta a ridimensionare le riserve di liquidità o a emettere nuovi strumenti di debito. Nella programmazione del flussi finanziari Eni ha considerato l fabbisogni per il pagamento dei dividendi agli azionisti. Alla data della presente Relazione Finanziaria Annuale, Eni dispone di una riserva di liquidità dimensio· nata In modo da rispondere agli obiettivi di: (i) far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario e restrizioni nell'accesso al mercato dei capitali); e [ii) assicurare un adeguato livello di elasticità operativa ai programmi di sviluppo Eni.

Sulla base di tali considerazioni, un'evoluzione negativa dello scenario o una riduzione strutturale del prezzo della commodity potrebbe avere effetti negativi significativi sulle nostre prospet· tive di business, sui risultati operativi, il cash flow, la liquidità, la capacità di finanziare i programmi di investimento e di far fronte ai nostri committments e i ritorni per l'azionista in termini di ammontare del dividendo e di andamento in borsa del titolo Eni. Inoltre, la Compagnia potrebbe rivedere la recuperabilltà futura dei valori di bilancio delle proprietà oil&gas con la necessità di rilevare significative svalutazioni, nonché riconsiderare i piani di Investimento a più lungo termine in funzione dell'impatto della flessione dei prezzi sulla redditività del progetti di sviluppo, alla luce del rischio che l prezzi correnti potrebbero attestarsi su livelli inferiori rispetto a quelli assunti in sede di valutazione. Questo potrebbe comportare la cancellazione, il rinvio o la differente modulazione del progetti con ricadute negative sui tassi di crescita e sull'autofinanziamento disponibile per la crescita futu· ra. Considerata la complessità del processo valutativo e i lunghi tempi di realizzazione di tali progetti, Eni, al pari di altre compagnie petrolifere internazionali, adotta al fini della valutazione e selezione degli investimenti, scenari di prezzo dilungo termine, definiti sulla base della migliore stima fatta dal management dei fondamentali della domanda e dell'offerta.

Infine, la volatllltà del prezzo del petrolio/gas rappresenta un elemento d'incertezza nel conseguimento degli obiettivi operativi Eni in termini di crescita della produzione e rimpiazzo delle riserve prodotte per effetto del peso importante del contratti di Production Sharlng (PSA) nel portafoglio Eni. In tali schemi di riparti· zione della produzione, a parità di costi sostenuti per lo sviluppo di un giacimento, la quota di produzione e di riserve destinata al recupero dei costi aumenta al diminuire del prezzo di riferì· mento del barile e viceversa. Sulla base dell'attuale portafoglio di asset Eni, il management ha stimato che l'effetto prezzo nei PSA ha determinato nel 2017 minori entitlement di produzione rispetto al 2016, pari a circa 20 mila boe/giorno, o 2.000 barili/giorno per ogni dollaro/barile di aumento delle quotazioni del petrolio.

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Tuttavia tale ratio non può essere estrapolato in un contesto di ^~ scenario del Brent marcata mente differente poiché può condurre " ,. a risultati sensibilmente diversi. ~;

l risultati del business Refining 8: Marketing e Chimica dipendono~ principalmente dai trend nell'offerta e nella domanda dei prodotti :;:___; e dai relativi margini di vendita. ~impatto dei movimenti del prezzo del petrolio sui risultati del business varia In funzione del ritardi temporali con i quali le quotazioni dei prodotti si adeguano alle variazioni ~el costo della materia prima. ~

RISCHIO PAESE . ~ Al 31 dicembre 2017 circa 1'80% delle riserve certe di Idrocarburi~ e circa Il 60% degli approvvigionamenti long-term di gas di Eni provenivano da Paesi non OCSE, principalmente da Africa, Russia, Asia Centrale e America Meridionale. Questi Paesi sono caratterizzati, per ragioni storiche e culturali, da un minore grado dii stabilità politica, sociale ed economica rispetto al Paesi svilup]1 pati deii'OCSE. Pertanto Enl è esposta ai rischi di possibili evolu· zioni negative del quadro politico, sociale e macra economico che possono sfociare in eventi destabilizzanti quali conflitti interni rivoluzioni, instaurazione di regimi non democratici e altre forme di disordine civile, contrazione dell'attività economica e difficoltà finanziarie dei governi locali con ricadute sulla solvibllità degli Enti petroliferi di Stato che sono partner di Enl nel progetti industriali, elevati livelli di inflazione, svalutazione della moneta e fenomeni slmflarl tali da compromettere in modo temporaneo o permanente la capacità di Eni di operare in condizioni economiche e di assicurarsi l'accesso alle riserve di idrocarburi e l'approvvigionamento di gas.

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

Il Venezuela, sta attraversando una fase di espo iz~; q~l!'~t~ . ............ ,_ rischio. l:·· .. .;, ;~ ~;:-. ·: ·,. ··· · : , \ l .. "'' .·=-.··;· . !:attività Eni nel Paese è concentrata in due g~~,ndi ,"p~ ' tti! ·i

1 ·· ..: , \ giacimento offshore Perla gas, operato dalla sofj.e ^à· ..~~le Car~ .. ' · ·. ; · i d6n IV, joint venture paritetica con un'altra omp\~" ~~ro!ife~~ ·; : J internazionale, e dal campo a olio pesant onsh ." P. tr.qJu~ ^t·• ." . ; operato dall'omonima joint venture con l soc· tà )l olifer ^L,. ,./ Stato PDVSA in regime di "Empresa Mixt 1 ha nvest~i~· ...:. .. / €1,5 miliardi nelle due iniziative petrolifere ai quali si aggiungono crediti commerciali scaduti verso POVSA per le forniture di gas

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del giacimento Perla pari a circa €500 milioni, posseduti sia dalla venture sia dalle controllate Eni in Venezuela. Ai fini della deter· minazlone del valore recuperabile di tali attività, il management ha condotto un'analisi dell'evidenza empirica e delle statistiche ufficiali relative alla storia recente delle crisi finanziarie di Stati sovrani. Sulla base degli esiti rilevati e considerata la strategi· cltà e l'essenzialità delle forniture erogate da Eni, ai fini della determinazione del valore recuperabile delle suddette attività, il management ha effettuato un apprezzamento del rischio pre· vedendo una dilazione dei tempi di incasso; inoltre, in conside· razione del deterioramento del contesto operativo Paese e dei rischi finanziari di recupero dei capitale Investito, il management ha riclassificato le riserve certe non sviluppate di Perla alla ca· tegoria unproved [315 milioni di boe). cosi come richiesto dalla normativa SEC.

Anche la Nigeria è in una condizione di stress finanziario. !.:esposi· zione Eni verso il Paese comprende un ammontare significativo di crediti in sofferenza (circa \$1 miliardo) relativi alla quota di costi pregressl di competenza della società petrolifera di Stato NNPC in progetti operati da Eni. Tale esposizione è oggetto di un piano di rimborso "Repayment Agreement", che prevede l'attribuzione a Eni della quota di produzione di spettanza della società di Stato derivante da iniziative di sviluppo incrementali "rig-less" a ridot· to rischio minerario. Conseguentemente, i crediti sono esposti In bilancio al netto dell'attualizzazione del flusso di rimborsi futuri. Considerato che la società di Stato ha pagato regolarmente le chia· mate fondi per gli anni 2016 e 2017 nei progetti operati da Eni, è stata confermata la recuperabilità dei crediti relativi a esercizi pre· gressi. Gli altri crediti in sofferenza sono stati rettificati per riflet· tere i limitati progressi delle azioni di recupero registrati nel corso del2017 (€258 milioni).

È possibile che nel futuri reportlng period il Gruppo possa Incorrere in nuove perdite sulle esposizioni in Venezuela e Nigeria qualora il quadro finanziario di tali Paesi non migliori.

Infine, per quanto riguarda l'Egitto, l'esposizione Eni verso il Paese è destinata a rimanere significativa nell'arco del prossimo qua· driennio in relazione alla regimazione del progetto gas supergiant di Zohr In fase di ramp·up. Il grado di solvibilltà delle società petro· lifere di Stato partner di Eni nei progetti minerari in Egitto è in pro· gressivo miglioramento, come evidenziato dall'azzeramento dei crediti commerciali scaduti, dovuti da tali partner per le forniture di idrocarburi equity di Eni e dal sostegno finanziario al progetto Zohr sotto forma di anticipi commerciali a valere sulle forniture future di Eni. Tuttavia Enl continuerà a monitorare con attenzione il rischio controparte dell'Egitto considerando che una parte significativa delle revenue associate alla commercializzazione del gas equity di Zohr deriverà da forniture alle Compagnie di Stato.

La Libia rimane uno dei Paesi di presenza Eni maggiormente esposti al rischio geopolitico, come conseguenza storica del vasto movimento insurrezionale che ha interessato il Medio Oriente e'l'Africa Settentrionale noto come "Primavera Araba" all'inizio del decennio. In Libia questo ha determinato l'acuirsi delle tenslo· ni. politiche Jmerne sfociate nella rivoluzione armata del 2010 e nel cambio 'ili regime, che causarono l'interruzione per quasi un anno delle attività petrolifere Eni nel Paese con ricadute materia·

li sui risultati dell'esercizio. Agli eventi del 2010 ha fatto seguito un lungo periodo di conflitto civìle Interno e un quadro politico e sociale frammentato e instabile che ha comportato frequenti perdite di produzione per Eni. Da circa un paio d'anni le attività petrolifere Eni nel Paese marciano con una certa regolarità ed in linea con i piani aziendali con episodi di disruption sempre più ra rl, benché non del tutto assenti. Nel 2017 la produzione equlty Eni è stata di 384 mila boe/giorno, il livello più elevato registrato storicamente da Eni nel Paese. Nonostante i recenti sviluppi po· sitivl, il management ritiene che la situazione geopolitica della Li· bia continuerà a costituire un fattore di rischio e d'incertezza per il prossimo futuro. Attualmente la Libia rappresenta oltre Il 2D" della produzione d'idrocarburi complessiva di Eni; tale incidenza è prevista ridursi nel medio termine.

Altro Paese, dove si sono verificati nel passato recente episodi di "disruption" è la Nigeria, sotto forma di atti di sabotaggio, furti, at· tentati alla sicurezza e altre forme di danni dirette alle installazio· n i produttive della Società, in particolare nell'area onshore del Oel· ta del Niger, con ricadute negative sulla continuità produttiva. Per scontare possibili rischi di sviluppi geopolitici sfavorevoli in libia ma anche in altri Paesi, dove Eni conduce le operazioni upstream, che potrebbero determinare interruzioni più o meno prolungate delle attività di sviluppo e di produzione degli Idrocarburi in dipen· denza della gravità di tali sviluppi come potrebbero essere conflitti interni, tensioni sociali, violenza, atti di guerra e altri disordini civili o rischi upstream di altro tipo (ad esempio ambientali o legati alla complessità delle operazioni), il management ha applicato ai livelli produttivi target del piano quadriennale 2D18-2D21 un taglio line· are ["haircut") quantificato sulla base del proprio apprezzamento di tali tipi di rischi, dell'esperienza passata e di altri fattori. Tuttavia tale contingency sulle produzioni future non copre le conseguenze di eventi di portata straordinaria [cosiddetto "worst case scena· rio") ai quali sono associabili interruzioni delle attività produttive per periodi rilevanti.

Data l'entità delle riserve di Eni situate in tali Paesi, la Compagnia è particolarmente esposta a questo tipo di rischio nelle attività upstream. Eni monitora in maniera costante l rischi di natura poli· tica, sociale ed economica dei 71 Paesi dove ha Investito o intende investire, al fine della valutazione economico·finanziaria e della selezione degli investimenti di cui il rischio Paese è parte integra n· te. Ferma restando la loro natura imprevedibile, tali eventi possono avere Impatti negativi significativi sui risultati economico-finanziari attesi di Eni, anche in termini di recupero dei crediti erogati ad Enti di Stato per finanziare. i progetti di sviluppo.

SANCTION TARGET

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l programmi sanzionatori che più rilevano per le attività di Eni sono quelli emessi da Autorità UE e USA con riferimento alla crisi Russia, Ucraina e Venezuela.

Per quanto riguarda il primo, le attività maggiormente interessate sono quelle dell'area upstream condotte in Russia e/o con partner russi colpiti da misure restrittive settoriali. Eni ha adottato tutte le misure necessarie per garantire che dette attività siano svol· te in conformità con le norme applicabili, continuando peraltro a monitorare l'evoluzione del quadro sanzlonatorlo e le modalità di concreta applicazione dello stesso per adattare su base ongolng

le proprie attività. È possibile, a tale riguardo, che il recente inasprimento, lo scorso agosto 2017, delle sanzioni statunitensi ad opera del Counterlng Amerlca's Adversaries Through Sanctions Act (in breve "CAATSA") possa determinare la perdita di opportunità di business In area upstream, cosi come il probabile rallentamento o congelamento dell'avanzamento di alcuni progetti di esplorazione già avviati in territorio russo.

Per quanto riguarda il Venezueia, sono state pubblicate di recente, sia sanzioni USA sia UE. In particolare, le sanzioni USA sono orientate, principalmente, a colpire le fonti di finanziamento per il governo venezuelano, POVSA o soggetti dagli stessi controllati, tramite, tra l'altro, il divieto di compiere transazioni relative a "new equity" e "new debt" superiori a determinate scadenze. Tali sanzioni hanno effetti diretti limitati su Eni che tuttavia ne risente l'effetto che determinano nel deterioramento della situazione finanziaria del Paese.

RISCHI SPECIFICI DELL'ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

Le attività di ricerca, sviluppo e produzione d'idrocarburi comportano elevati investimenti e sono soggette a rischi di carattere economico e operativo, Inclusi quelli minerari riguardanti le caratteristiche fisiche dei giacimenti di petrolio e di gas.

~attività esplorativa presenta il rischio dell'esito negativo connesso alla perforazione di pozzi sterili o alla scoperta di quantità d'idrocarburi privi dei requisiti di commerciabilità. l livelli futuri di produzione Eni dipendono intrinsecamente dalla capacità dell'azienda di rimpiazzare le riserve prodotte attraverso l'esplorazione di successo, l'efficacia e l'efficienza delle attività di sviluppo, l'applicazione di miglioramenti _tecnologici in grado di massimizzare i tassi di recupero dei giacimenti in produzione e l'esito dei negoziati con gli Stati detentori delle riserve. Nel caso In cui Enl non conse· gua un adeguato tasso di rimpiazzo delle riserve, le prospettive di crescita del Gruppo sarebbero penalizzate con impatti negativi sui cash flow e i risultati attesi.

~atti ità upstream è esposta per sua natura ai rischi operativi di eventi dannosi con potenziale impatto a carico dell'ambiente, della salute e della sicurezza delle persone e delle comunità circostanti, nonché dei beni di proprietà della società. Considerata l'instabilità degli idrocarburi e la complessità delle operazioni di giacimento, Eni è esposta al rischio di incidenti quali fuoriuscite d'idrocarburi, esplosioni, collisioni marine, rischi geologici quali inattese condizioni di pressione e temperatura nel giacimento, malfunzionamenti delle apparecchiature e altri eventi negativi di gravità tale da poter causare potenzialmente perdite di vite umane, disastri ambientali, danni alla proprietà, inquinamento e altre ricadute e conseguentemente oneri e passività di ammontare straordinario con impatti negativi rilevanti sul business, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive di sviluppo del Gruppo e sulla sua reputazione, nonché sul ritorni per gli azionisti (andamento dell'azione Eni e flusso di dividendi).

Tali rischi sono particolarmente avvertiti nelle operazioni nell'offshore profondo e ultra profondo (deep offshore), per la ricerca e sfruttamento di Idrocarburi liquidi per le quali è oggettivamente più difficoltoso Intervenire in caso di Incidenti, in modo speciale

in ecosistemi sensibili quali il Golfo del Messico, il Mar Caspio, il Mar Nero e l'Artico (che comprende il Mare di Barents e l'Alaska), dove il Gruppo svolge attività di ricerca, esplorazione e sviluppo d'idrocarburi.

Nel 2017 Eni ha derivato circa il 53" della produzione di idrocarburi dell'anno da installazioni offshore.

Il time-to-market delle riserve è un fattore critico per la redditività dell'industria petrolifera, considerata la complessità tecnologica e realizzativa dei progetti. Il processo di sviluppo successivo alla scoperta si estende in genere per un periodo ç di vari anni, che comprende la verifica della fattibilità economico-tecnica del progetto, la definizione degli accordi commerciali con i partner industriali dell'iniziativa compresa la flrst party di Stato, l'ottenimento delle autorizzazioni da parte dello Stato a un determinato schema di sviluppo delle riserve, l'ottenlmÈmto dei finanziamenti, la fase di ingegneria di front-end e di dettaglio e la realizzazione di pozzi e impianti, piattaforme, unità di floating production, centri di trattamento, linee di export e altre facilit e~1 critiche. Ritardi nell'ottenimento delle necessarie autorizzazion o nelle fasi di costruzione, errori di progettazione o altri event slmilari possono determinare slittamenti nei tempi di avvio della produzione e un incremento dei costi con ricadute significative sulla redditività complessiva.

Considerato il lungo intervallo temporale che intercorre quasi sempre tra la fase di scoperta e l'avvio della nuova produzione, i rendimenti dei progetti sono esposti alla volatilità del prezzo del petrolio, che potrebbe attesta rsi su livelli Inferiori rispetto a quelli sulla cui base Enl ha preso la decisione finale di investimento [FIO) e al rischio di aumento dei costi di sviluppo e produzione. Le condizioni esterne rappresentano un fattore di rischio aggiuntivo, considerato che Eni è impegnata nella realizzazione di pr.ogetti di sviluppo nell'offshore profondo e in ambienti sensibili [ad esempio Artico, Mar Caspio, Golfo del Messico, Mare del Nord, Mozambico e altri). dove i fattori ambientali e climatici possono incidere sulla programmazione ed esecuzione delle attività realizzative, mentre la necessità di adottare i sistemi più avanzati di monitoraggio e di tutela ambientale può comportare la dilatazione dei tempi di sviluppo e un corrispondente aumento dei costi. ~implementazione negli ultimi anni di alcune azioni strategiche mirate, di standard operativi rigorosi e di tecnologie innovative ha contribuito alla mitigazione del rischi sopra de· scritti, consentendo di conseguire contestualmente sensibili benefici in termini di riduzione del time-to-market dei progetti e di contenimento dei costi. A titolo esemplificativo rientrano tra queste iniziative: la progressiva parallellzzazione delle attività di esplorazione, delineazione e di sviluppo, la fasatura dei progetti di sviluppo, le attività di insourcing dell in~~gne[ aì' èlte-fasi iniziali e di front·end del progetto e una maçgiore f.oèalizza · e sulla gestione delle fasi di costruzione e co/OrnissiÒiiirig .. - ~i~ · ·. azioni sono state indirizzate al miglioraménto d eli~ su·. ly c:iiain, ' .. . . ' l • ! ~: consentendo lo sfruttamento di nuove portur:tità 'ri ao..i ~~l mercato (i.e. utilizzo di "ea rly" producti~n facili es ;' -J ^h:. • f b' h d" • . d' l ") \ . . . . .. { .... 1 .) re ur IS e o neon 1z onate . ~ · ; · ., .... ,; , ,,,, .. .''

Nelle attività di perforazione, Eni adotta si e' ~tipe;~ù~l e·i'ésti '·· " . nali finalizzati a mitigare per quanto poss · il risclìlo-d·Ì:bÌoW-out. Nell'ottica di aumentare ulteriormente il controllo su tali attività,

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da quest'anno è stato ridefinito il metodo per la classificazione dei pozzi complessi, attraverso la nuova definizione di un nuovo Indicatore di rischio (detta WCER- Well Complexity & Economie Risk), che si applica ai pozzi operati e non operati, basato sulla complessità tecnica dei pozzi e sulla potenziale esposizione economica in caso di blow-out. La Società presidia in modo rigoroso le analisi del rischio geologico, l'ingegneria e la conduzione delle operazioni di perforazione dei pozzi complessi, operati e non operati, con elevata complessità tecnica e/o elevata potenziale esposizione economica in caso di blow-out, con focus sulle tecnologie e procedure avanzate di controllo e monitoraggio, inclusa la visualizzazione ed il trasferimento dei dati in tempo reale dagli impianti alla sede centrale (Real lime Drilling Center) nonché il potenziamento dei programmi di formazione.

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

Questo rischio è in parte mitigato dalla qualità del portafoglio operativo Eni, caratterizzato dalla contenuta incidenza di pozzi complessi (elevata pressione/temperatura).ln particolare Eni prevede un'incidenza del 26" di tale tipologia di pozzi sul totale di quelli in programma nel prossimo quadriennio.

La conduzione diretta ( operatorship) delle attività consente a Eni di dispiegare le competenze, i sistemi di gestione e le pratiche operative considerate di eccellenza nella gestione e mitigazione del rischi. Nel prossimo quadriennio il management prevede di incrementare la produzione operata gross del 4 2" circa rispetto ai livelli correnti a circa 4,4 milioni di boe/giorno con l'obiettivo di ridurre ulteriormente il rischio indiretto derivante dalla conduzione delle operazioni da parte di terzi corT)e nel caso dei progetti in joint venture.

RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HS&E

Le attività industriali Eni in Italia e all'estero nei settori della ricerca, sviluppo e produzione d'idrocarburi, rafflnazione e trasporto di carburanti, gas, GNL e altri prodotti infiammabili e produzioni petrolchimiche sono esposte per loro natura a rischi 'operativi con potenziali conseguenze dannose per le persone, per l'ambiente e per la proprietà. Guasti tecnici, malfunzlonamenti di apparecchiature e impianti, errori umani, atti di sabotaggio, perdite di contenimento, collisioni navali, eventi atmosferici avversi possono innescare eventi dannosi di proporzioni anche catastrofiche quali esplosioni, incendi, fuoriuscite di greggio e gas (da pozzi, piattaforme, navi cisterna, pipeline, depositi e condutture, rilascio di contaminanti, emissioni nocive). Tali rischi sono influenzati dalle specincità degli ambiti territoriali nei quali sono condotte le operazioni (condizioni onshore vs. offshore, ecosistemi sensibili quali l'Artico, il Golfo del Messico, il Mar Ca. spio, impianti localizzati in prossimità di aree urbane). dalla complessità delle attività industriali e dalle oggettive difficoltà tecniche nell'esecuzione degli Interventi di recupero e conteni· - me(lto degli.idrocarburi o altre sostanze chimiche liquide sversa· ti_ nell'i!mbie'nte o di emissioni nocive in atmosfera, di operazioni di chiusùra e messa in sicurezza di pozzi danneggiati o in caso di blow-out, spegnimento di Incendi occorsi a raffinerie e complessi petrolchimici o pipeline. Per questi motivi le attività del settore

petrolifero sono sottoposte a una severa regolamentazione a tutela dell'ambiente, della salute e della sicurezza, sia a livello nazionale sia attraverso protocolli e convenzioni internazionali.

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Le norme impongono restrizioni e divieti di varie tipologie, prevedono il controllo e Il rispetto del limiti di emissione di sostanze inquinanti in aria, acqua e suolo, limitano il gas flaring e il venting, prescrivono la corretta gestione dei rifiuti e di sottoprodotti, oltre che la conservazione di specie, habitat e servizi ecoslstemici, richiamando gli operatori ad adempimenti sempre più rigorosi e stringenti in termini di controlli, monitoraggi ambientali e misure di prevenzione. Gli oneri e i costi associati alle necessarie azioni da mettere in atto per rispettare gli obblighi previsti dalle normativa che regola mentano le attività industriali nel campo degli idrocarburi costituiscono una voce di costo significativa nell'esercizio corrente e in quelli futuri. Eni si è dotata di sistemi gestionali Integrati, standard di sicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità per assicurare il rispetto della regolamentazione ambientale e per tutelare l'integrità delle persone, dell'ambiente, delle operations, della proprietà e delle comunità interessate. ~accad imento di incidenti e altri eventi dannosi sopra descritti potrebbe assumere proporzioni anche catastrofiche, ed avere impatti potenzialmente rilevanti sulla gestione Eni, sui risultati economici e finanziari, sulle prospettive e sulla reputazione, nonché sui ritorni per gli azionisti (in termini di impatti sul corso dell'azione Eni e sul nusso dei dividendi).

Le leggi ambientali prevedono che il responsabile dell'inquinamento, sia esso residuo dall'attività industriale o derivi da incidenti, sversamenti o perdite di varia natura, debba bonificare eripristinare lo stato dei suoli e delle acque. Eni è esposta in misura rilevante a tali rischi presso tutte le localizzazioni dove svolge le · proprie attività industriali per la rischiosità intrinseca nel produrre, trattare e movimentare gli idrocarburi e i loro derivati. In tale ambito si registra l'interruzione dell'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA"), protrattasi per un intero trimestre (18 aprile-18 luglio), che è stata disposta da un provvedimento amministrativo dell'Ente territoriale Regione Basilicata motivato dal rinvenimento di tracce di idrocarburi nelle aree antistanti il COVA. Nonostante la tempestività e l'efficacia delle misure di MISE - Messa In Sicurezza di Emergenza - attuate da Eni, la fermata del COVA ha avuto un impatto non trascurabile sui risultati 2017 di Eni; ulteriori provvedimenti relativi a parti del processo produttivo (water reinjection) hanno rallentato ulteriormente la produzione.

~interruzione dell'attività è avvenuta anche per la piattaforma Goliat nel Mare di Barents. La Petroleum Safety Authority ( Psa J norvegese, il 6 ottobre ha ordinato uno stop della produzione del giacimento, che ha registrato una serie di incidenti legati a difetti dei motori elettrici. Successivamente la Psa ha richiesto di presentare un piano dettagliato sulla gestione del risk management e delle riparazioni del giacimento Golia t.

In relazione alle contaminazioni storiche, con particolare riguardo all'Italia, Eni continua ad essere esposta al rischio di passività e oneri ambientali in relazione ad alcuni siti oggi inattivi dove ha condotto in passato attività minero-metallurgiche e chimiche; in tali si ti, sono emersi livelli di concentrazione di sostanze inquinan-

possa ancora incorrere in tali passività ambientali. In alcuni casi Eni è parte di procedimenti penali, come ad esempio per asseriti reati in materia ambientale quali omessa bonifica, disastro ambientale.

Eni ha awiato progetti di bonifica e ripristino dei terreni e delle falde nelle aree di proprietà contaminate dalle attività industriali ormai cessate, d'intesa con le competenti Autorità amministrative. Con riferimento a diversi di questi siti inattivi Eni è stata chiamata da vari enti pubblici (Ministero dell'Ambiente, Enti locali o altri}. attraverso la citazione innanzi alla giustizia amministrati· va o civile, a realizzare gli Interventi di bonifica e a rimediare al danno ambientale in base agli standard e parametri previsti daila legislazione corrente. Il bilancio Eni accoglie i costi che dovrà sostenere in futuro per eseguire le bonifiche e l ripristini di aree contaminate a causa delle proprie attività industriali dove esiste un'obbligazione legale o di altro tipo e per i quali è possibile stl· mare l'ammontare dei relativi oneri in modo attendibile (anche questo costituisce comunque, nelle fasi realizzative, un fattore di incertezza in relazione alla complessità della materia). a prescindere dall'eventuale quota di responsabilità di altri operatori ai quali Eni è subentrato.

È ancora possibile che in futuro possano essere rilevate passività addizionali in relazione ai risultati delle caratterizzazioni in corso sui si ti d'interesse, in base alla normativa ambientale corrente o a futuri sviluppi regolatori, e all'esito dei procedimenti amministrati· vi o giudiziali in corso e ad altri fattori di rischio.

Syndial, preposta da Eni al presidio di tali tematiche, ne dà attuazione anche attraverso lo sviluppo di tecniche proprietarie e di un approccio sostenibile alla bonifica.

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

In riferimento al contesto normativa italiano va ricordata l'entrata in vigore il 29 maggio 2015 della l egge 68/2015, che ha introdot· to nel Codice Penale il Titolo IV bis interamente dedicato ai delitti contro l'ambiente. La nuova legge ha inoltre ampliato Il campo per cui viene prevista una responsabilità diretta dell'ente per illeciti ambientali. Eni ha quindi adeguato il proprio Modello 231 ed i relativi strumenti di controllo operativo, provvedendo alla loro diffusione interna ed applicazione al fine di assicurare una ade· con quanto già varato a livello italiano

guata valutazione dei rischi correlati alle tematiche ambientali ^~ ed una corretta operatività nell'ambito delle attività sensibili. Il ^~ rispetto della biodiversità, la salvaguardia dei servizi ecosiste· · .,? miei e l'uso efficiente e sostenibile delle risorse naturali costituì· ~ scano un requisito imprescindibile, in particolare per l'attività di ~ prospezione, ricerca e. prod.uzione di idrocarburi, in .aree ge~~rafi: es f che dove queste condtziont possono anche determtnare del ltmitt ^~ nelle licenze a operare. ~-~ A livello internazionale, dopo l'entrata in vigore dell'Accordo di Pa- ::,

rigi e dei successivo inizio del dibattito in Europa dei cosiddetto "Ciean Energy Package forali Europeans" a fine 2016, si sono su!(-' seguiti i dibattiti in seno alla Commissione UE sugli emendamen· ti alle normative in vigore per convergere all'obiettivo di limitare l'aumento della temperatura globale al di sotto di 2 'C per evitare cambiamenti climatici pericolosi- per l'approfondimento si rima11· da alla sezione "Rischi connessi al cambiamento climatico". ; In tema di energia e ambiente, come detto, vi è stato un lu ngo e articolato dibattito sul pacchetto legislativo "Energia Pulita p r tutti gli Europei". Questo pacchetto mirato a dare impulso ali trasformazione del mercato europeo dell'energia verso l'energi pulita modernizzando l'economia europea, si articola su 4 am· biti (mercato elettrico, fonti rinnovabili, efficienza energetica, governance ). Il pacchetto presenta tra le proposte legislative: la proposta di revisione della Direttiva 2012/27/CE sull'efficienza energetica e la proposta di revisione della Direttiva 2009/28/CE sulle fonti rinnovabili.

~acco rdo in commissione è stato trovato solo a fine anno (seduta del 18 dicembre del consiglio UE) su tutti gli ambiti. le proposte sono state portate al voto nella successiva sessione plenaria del Parlamento Europeo del 17/01/2018. L:iter dovrà poi concludersi con il voto in Consiglio.

Per la direttiva sull'efficienza energetica la proposta prevede l'obiettivo vincolante di risparmio energetico al 2030 che salga al valore minimo di 35% a livello europeo ma senza target nazionali vincolanti. In linea con l'attuale quadro gli stati membri dovrebbero conseguire un risparmio addizionale annuale pari a 1,5%. Ciò ridimensiona l'ini· zia le proposta della Commissione di un valore pari al40%.

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La strategia infatti prevede che le rinnovabili entro il 2030 raggiungano una quota pari al 28% dei consumi di cui il 55% fonti rinnovabili elettriche, 30% termiche e 21% nei trasporti.

Eni, già dal 2015 è impegnata nella produzione di biocarburanti. Nell'ambito della riconversione in bioraffinerie degli impianti di Marghera e Gela (il cui avvio è previsto nel 2018), ha impiegato la tecnologia Ecofining di proprietà Eni che assicura una flessibilità nella gestione dei feedstock in ingresso ed è già orientata alla produzione di biocarburanti di seconda generazione (es. UCO).

Secondo un'analisi condotta dal World Economic Forum nel 2017 [The Global Risk Report 2018], il rischio idrico viene identificato tra i cinque fattori con maggiore impatto negativo potenziale per l'economia e la società nei prossimi 10 anni. L'interdipendenza acqua-energia è destinata ad intensificarsi nei prossimi anni e, secondo la International Energy Agency (WEO 2016), sarà necessaria una sempre maggiore capacità di dare risposte chiare e affidabili per la gestione di questo elemento di criticità. Eni valuta e monitora il rischio idrico, anche in relazione agli effetti dei cambiamenti climatici, al fine di identificare le migliori strategie di gestione delle acque e di adattamento per i propri asset. Nel 2015, 663 milioni di persone non avevano ancora accesso ad acqua di qualità adeguata e disponibilità di reti fognarie. Uno dei Sustainable Development Goal (il n. 6) è pertanto rivolto a migliorare la gestione dell'acqua. A questo proposito prosegue l'impegno di Eni in progetti di accesso all'acqua per le popolazioni dove opera. Sebbene solo il 5% dei prelievi di acqua dolce in Eni si collochino in aree a stress idrico, i prelievi di UPS sono localizzati per oltre il 50% (per il 78% secondo la classificazione FAO) in Paesi a stress idrico, rendendo elevata l'esposizione del business al rischio idrico, come peraltro rilevato dall'analisi del CDP [2016]. Al rischio di tipo fisico (scarsità della risorsa) si vanno ad aggiungere rischi di tipo sociale (scarsità di sistemi idrico/sanitari adeguati in molti Paesi in cui Eni opera) o geopolitico (approvvigionamento di acqua dolce dipendente da fonti con provenienza oltreconfine come ad esempio il Nilo per l'Egitto). La tutela dell'ambiente si attua in primis identificando il contesto naturale in cui le attività hanno o avranno luogo in modo da evitare o mitigare il più possibile gli impatti su specie, habitat e servizi ecosistemici fin dai primi stadi del ciclo operativo. In particolare prosegue l'impegno in progetti di water injection, intesi come ottimale gestione delle acque di produzione. Particolare attenzione sarà dedicata alla gestione delle acque di strato non reiniettabili presso il COVA di Viggiano, attualmente esitate su autobotte, ricercando soluzioni volte al recupero/riutilizzo in un'ottica di economia circolare ed uso efficiente delle risorse.

Dal 1º gennaio 2017 entrano in vigore i limiti emissivi dettati dalla direttiva IED sulle emissioni industriali per i grandi impianti di combustione (GIC) e a tale riguardo tutte le raffinerie Eni alla fine del 2016 hanno ottenuto la deroga dal Ministero dell'Ambiente nell'ambito dei rispettivi procedimenti di riesame AIA (Autorizzazione Integrata Ambientale), avviati per recepire i requisiti delle nuove BAT (Best Available Techniques) di settore per tutte le raffinerie italiane.

Inoltre, in materia di AIA, nel 2016 è stato pubblicato il Decreto MATTM n. 141 del 26/05/2016 per la determinazione delle garanzie

finanziarie per i gestori delle installazioni soggette ad AIA. Il 31 luglio del 2017, la Commissione europea ha approvato, tramite decisione di esecuzione, le conclusioni sulle BAT per i grandi impianti di combustione (LCP), ovvero tutte quelle installazioni con potenza termica nominale pari o superiore a 50 MW; i nuovi obblighi dovranno essere rispettati entro quattro anni con il rinnovo/riesame dei procedimenti autorizzativi ambientali in essere. Sempre nell'ambito della direttiva sulle emissioni industriali (IED - 2010/75/UE), dal 1º gennaio 2017 sono entrati in vigore i limiti emissivi per i grandi impianti di combustione e a tale riguardo le raffinerie Eni hanno ottenuto la deroga dal Ministero dell'Ambiente nell'ambito dei rispettivi procedimenti di riesame AIA avviati a dicembre del 2016 e tuttora in corso per recepire i requisiti delle BAT di settore pubblicate a ottobre 2014 (DEC 738/2014/UE).

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

Il 22 novembre 2017 la Commissione Europea ha aggiornato le Linee Guida (LG) del 2001 per lo svolgimento delle valutazioni autorizzative in ambito VIA al fine di garantire la necessaria coerenza con le disposizioni della direttiva 2014/52/UE che aveva introdotto significative modifiche, sia procedurali sia tecniche. A livello nazionale, tali LG sono già richiamate nell'ambito del decreto VIA 104/2017 in vigore dal 21 luglio 2017 (il testo rimanda a decreti attuativi previsti dall'art. 25, in particolare comma 4 relativo all'emissione di LG nazionali e norme tecniche per l'elaborazione della documentazione finalizzata allo svolgimento della VIA]. Il nuovo testo riformulato dal decreto VIA 104/2017 ha l'obiettivo di introdurre tempi certi e perentori per il rilascio del parere, la razionalizzazione di procedure e competenze, la riorganizzazione degli organi preposti. Il decreto conferma inoltre l'obbligo di Valutazione di Impatto Sanitario (VIS - già introdotto con il Collegato ambientale nel 2016) per il proponente nell'ambito VIA per le raffinerie, gli impianti di gassificazione e liquefazione, le centrali termiche e gli altri impianti di combustione con potenza termica superiore a 300 MW, L'adozione delle migliori tecnologie disponibili, l'applicazione di pratiche operative sempre più rigorose e stringenti in termini di prevenzione e riduzione dell'inquinamento e la corretta gestione dei rifiuti prodotti consentono poi di gestire in modo efficiente l'attività industriale durante la fase operativa e di perseguire un controllo elevato di tutti i rilasci in funzione delle peculiarità impiantistiche e territoriali. Importante segnalare per le attività di esplorazione e produzione di idrocarburi il proseguimento delle attività da parte della Commissione Europea per la stesura del nuovo Bref Hydrocarbon con lo scopo di colmare le carenze di informazioni disponibili sulle BAT impiegate in Europa per le attività upstream e la loro applicabilità, nonché di individuare le attività suscettibili di produrre gli effetti ambientali più critici utilizzando tecniche di valutazione del rischio (Best Available Risk Management techniques, o BARM).

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al decreto.

Negli ultimi anni i principali siti Eni in Italia sono stati dotati di si· stemi lnformatlcl per la gestione dei rifiuti, al fine di migliorare la tracciabilità e il controllo delle operazioni e quindi ridurre il rischio di violazioni delle norme; in tale ambito, nel 2017, Eni è stata la pri· ma società in Italia a interfacciare il proprio software, per la gestio· ne dei rifiuti, con la banca dati dell'Albo Nazionale Gestori Ambien· tali. Tali sistemi inoltre facilitano l'individuazione delle soluzioni di smaltimento/recupero più appropriate, nel rispetto della gerarchia stabilita dalla Direttiva 2008/98/CE.

Alla fine del 2D17 le istituzioni comunitarie sono convenute a un accordo sulle proposte di direttiva incluse nel Pacchetto Eco· nomia Circolare della Commissione Europea. Queste, una volta approvate, effettueranno una revisione delle attuali normative comunitarie in materia di rifiuti, discariche, imballaggi e rifiuti da imballaggio, rifiuti da apparecchiature elettriche ed elettroniche e veicoli a fine vita.

Nel 2016 I'UE ha proseguito con la realizzazione della strategia "Aria pulita in Europa". Il 31 dicembre 2016 è entrata in vigore la nuova direttiva NEC (che stabilisce i limiti emissivi nazionali per cinque inquinanti: biossido di zolfo, ossidi di azoto, composti or· ganici volatili non metanici, ammoniaca e particolato fine) e do· vrà essere recepita dagli Stati Membri entro 111•1uglio 2018, fatto salvo un periodo transitorio fino al 2019 in cui si applicheranno i vecchi limiti.

Nel 2017 la Commissione Europea ha avviato la procedura dì in· frazione contro l'Italia per la violazione della Direttiva 2008/50/CE che fissa dei valori limite dì qualità dell'aria.

In risposta Il Mattm ha aggiornato i metodi di riferimento per la misurazione di taluni inquinanti implementando il O.Lgs.155/2010 sulla qualità dell'aria in recepimento della Direttiva 2015/1480/UE. Il DM 26 gennaio 2017 in vigore dal 9 febbraio aggiorna gli allegati tecnici del D.Lgs.155/2010 recependo le indicazioni europee. In partìcola· re viene completamente sostituito l'allegato VI al D.Lgs.155/2010 aggiornando i metodi di riferimento per la misurazione di alcuni inquinanti, con speciale attenzione al particolato. Inoltre nel 2017 Il Mattm e le regioni padane hanno sottoscritto il Nuovo Accordo di bacino padano per l'attuazione di misure congiunte per il migliora· mento della qualità dell'aria (in vigore dal1° ottobre 2017).

Il Parlamento UE ha chiesto di estendere l'applicazione della Diret· tiva 2004/35/CE sul danno ambientale anche all'aria, alla fauna e alla nora (attualmente l'Italia non ha applicato la definizione este· sa del danno].

La normativa europea riguardante la classificazione, produzione, commercializzazione, importazione e utilizzo degli agenti chimici definita nel Regolamento (CE) n. 1907/2006 (conosciuto come REACH, Registration, Evaluation, Authorìzation and Restriction of Chemicals) e nel Regolamento (CE) n. 1272/2008 (conosciuto come CLP, Classification Labeling and Packaging) ha introdotto nuovi obblighi con un notevole impatto, soprattutto organìzzatìvo, sulla gestione delle attività di Eni e In particolare nel rapporto con i clienti, i fornitori e i contrattisti. Inoltre, in caso di mancata appli· cazlone degli adempimenti previsti, sono definite pesanti sanzioni sia di tipo amministrativo sia penale fino ad arrivare alla sospen· sione della produzione e commercializzazione.

Il 14 luglio 2015 con Il D.Lgs. n. 105 è stata data attuazione alla Direttiva 2012/18/UE (SEVESO Iii) relativa al controllo del perico· lo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose. Alcune~ ~ delle novità Introdotte riguardano le semplificazioni al sistema ---rvigente, nonché nuovi adempimenti a carico dei gestori dei siti ad incidente rilevante; i gestori degli Impianti Enllmpattati hanno già predisposto quanto necessario per garantire la compliance

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Per quanto riguarda la tutela della salute e della sicurezza nei~ luoghi di lavoro, la normativa italiana ha enfatizzato Il valore d~ modelli organizzativi e di gestione, attribuendo a questi efficacia esimente dalla responsabilità amministrativa dell'impresa, in caso di violazioni delle disposizioni legislative riguardanti la salute e la sicurezza sul luogo di lavoro. Eni ha adottato in tutte le operazio1i che comportano rischi HSE, modelli organizzativi e di gestione i linea con i migliori standard del mercato. La gestione operativa E i è fondata sui principi della prevenzione, gestione e controllo dei r schi HSE. !:adozione estesa in Eni di sistemi di gestione integrati ' salute, sicurezza e ambiente è rivolta ad assicurare la compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance HSE e l'ef· ficacla delle azioni intraprese in termini di prevenzione e conteni· mento del possibili impatti ambientali.

La pubblicazione delle Norme ISO 14001:2015 e ISO 9001:2015 ha introdotto una maggiore focalizzazione sul rischio, sul conte· sto locale e su eventuali accordi volontari in materia di sostenlbl· lità. !:impatto di tale adeguamento comporterà un miglioramento della pianificazione e dei processi di controllo. Eni si è inoltre dotata di un sistema di controllo dei rischi HSE basato sul mo· nitoraggio periodico di indicatori HSE e su un piano strutturato di audlt a copertura di tutti i siti, secondo le seguenti tìpologie: (i) technical audit, volti ad accertare l'esistenza presso i siti/uni· tà operative e sedi delle unità di business di adeguati sistemi di gestione, della loro corretta applicazione e coerenza con le nor· mative e gli standard adottati dalla Società; (ii) certificazioni dei sistemi di gestione (con verifiche annuali effettuate da un Ente certificatore); (iii) verifiche di conformità alle normatìve vigenti in materia HSE; (iv) audi t finalizzati alla verifica della sicurezza di processo (downstream) o dell'efficacia delle barriere preven· tive e mitigative dei rischi di processo (upstream); e (v) audit per tematiche/attività/processi specifici (es. audlt a seguito di segnalazioni, infortuni o incidenti). Nel settore della sicurezza di processo e sull'asset integrity, oltre che attraverso incontri di sensibilizzazione del middle management e la diffusione capii· lare di strumenti·di verifica dedicati, Eni ha sviluppato un siste· ma di gestione specifico basato su best practice internazionali in corso di implementazione presso le aree operative.,L-a·l)uòVa , Norma ISO 14001:2015 pone l'accento sull'impor(an.z~r della " segnalazione continua, nell'ambito della attivit~~q~~ild(~ a,'. i. · ._: \ eventuali rilievi per rafforzare le performance( del 'si e ma ~d . . ', • Identificare .rischi emergenti ne.ll'ottica della pre~enz· ~?·. ;: · ;.;·. ';':;·.:; )l ~) Le eventuali emergenze operattve che possono a; e ti:T)patt6'~U .• ' rJ . :. ^J asse t, persone e ambiente sono gestite dal eu · '11;tltb'ts)h~s ;;:_/.f ' "'.: " ", ... ...... .... ,, livello di sito con una propria organizzazi e e pre"B~·.sj ì~~ ;: ~> (, · ; (' ... ^~ ciascun possibile scenario, un piano di t s sta In cui so 'tl'défl.,........... niti ruoli e risorse deputate all'attuazl . In caso di emergenze di maggiore rilievo i siti di Enl sono c diuvati dall'Unità di Crisi

Eni che supporta le unità di business e le società nella gestione dell'evento, attraverso un team specialistico che ha il compito di coordinare l'apporto di risorse, mezzi e attrezzature interne ed esterne ad Eni. Nel 2017 la Commissione Europea ha allineato Il regolamento EMAS (il regolamento 122112009/CE) alla nuo· va edizione della Norma ISO 14001. Il nuovo regolamento EMAS (2017/1505/UE) è entrato in vigore ii1B settembre 2017.1noltre, con la decisione 2017/2285 la Commissione UE ha adottato la modifica delle Linee Guida per l'utente che illustrano le misure necessarie per aderire a EMAS.

Eni è impegnata quotidianamente nella gestione dei rischi deri· vanti dagli oli spill sia all'estero sia in Italia. Una situazione di par· ticolare rilievo si osserva in Nigeria dove sono frequenti fenomeni di sabotaggio sugli oleodotti e dove si riportano gli spill operativi. La società ha intrapreso importanti passi per contrastare e ridur· re Il fenomeno "oli theft", ma anche per presidiare In generale gli asset societari. In particolare si sono intraprese azioni dirette sugli asset (manutenzione sistematica, sostituzione pipeline e/o serbatoi e incremento della sorveglianza) e sono in corso l progetti come IOEAS (Innovative Orones for Asset lntegrity, Envi· ronment, Safety.J e BEC Sesam (mappe di sensitività ambientale come parte dell'Dii Spill Contingency Pian] al fine di Individuare le aree maggiormente critiche.

Anche in Italia si registrano effrazioni sulla rete downstream che, in aumento a partire dall'autunno 2013, hanno raggiunto il picco nel 2015 e sono state progressivamente contrastate attraverso l'installazione a tappeto del dispositivo proprietario eVPMS ( Eni vibroacustic plpellne monitoring system]. In tal senso sono stati sperimentati positivamente, sistemi che permettono il monitorag· glo da remoto delle condotte per aumentare l'accuratezza della lo· calizzazione degli spille, di conseguenza, favorire la tempestività e la qualità degli interventi di contenimento e di riparazione (Pro· getto "Sistema di supporto alla gestione emergenze per spill da effrazioni"). In fase di ricerca sulle stesse tematiche è anche l'ap· plicazione di tecnologie di videosorvegllanza evoluta. ~ prevista Inoltre l'evoluzione del sistema eVPMS (progetto eVPMS·TIP) al fine di rilevare le vibrazioni da scavo nel terreno e conseguentemente riuscire ad intervenire preventiva mente all'effrazione del tubo.

In aggiunta al sistema di gestione, monltoraggio e risposta ai rischi di natura HSE, Eni ha attivato coperture assicurative tra· mite la partecipazione alla mutua Oillnsurance Limited e altri partner assicurativi per limitare l possibili effetti economici derivanti dal danni provocati a terzi, alle proprietà industriali·e da responsabilità di bonifica e ripulitura dell'ambiente in caso di incidente. t:ammontare coperto varia in base alla tipologia dell'evento e rappresenta una quota significativa della capacità messa a disposizione dal mercato di riferimento. In particolare, la responsabilità finanziarla di Eni di risarcire il danno cagionato a terzi e/o a seguito di sversamento di petrolio, è coperta da una protezione assicurativa capace di indennizzare fino a un mas· simo di \$1,4 miliardi per incidenti nell'onshore (le raffinerie) e \$1;2 miliardi per l'offshore. A quest'ultime si aggiungono poliz· ze assicurative che coprono le responsabilità del proprietario, dell'operatore e del noleggiatore di mezzi navali in base ai Se· guentl massimali: \$1.250 milioni per le responsabilità connesse alla flotta di proprietà della LNG Shipping e nel caso di noleggio

di time charter e di \$1 miliardo delle FPSO utilizzate dal settore Exploration 8: Production nello sviluppo di giacimenti offshore. Si evidenzia inoltre che in occasione di pa rticolari progetti, valutata la complessità Industriale e altri fattori esterni, il management attiva coperture assicurative ad hoc, in aggiunta alle coperture standard di portafoglio.

A seguito dell'incidente di Macondo, verifica tosi nel 2010 nel Gol· fo del Messico, il Governo statunitense e i Governi di altri Paesi hanno adottato regolamentazioni più stringenti in tema di attivi· tà di ricerca ed estrazione di idrocarburi. Gli Stati Uniti prevedono un Sistema di Gestione Ambientale (SEMS) obbligatorio per tutti i gestori; l'industria ha istituito il centro per la sicurezza in mare aperto a Houston per sostenere la verifica delle pratiche di SEMS. Al fine di garantire la massima sicurezza delle proprie operazioni nel Golfo, Eni ha aderito al consorzio guidato dalla società He· lix che ha partecipato alle operazioni di contenimento del pozzo Macondo. Il sistema denominato Helix Fast Response System (HFRS) effettua le operazioni di contenimento sottomarino dei pozzi in eruzione,l'evacuazione in superficie degli idrocarburi e il loro stivaggio e trasporto alla costa. Eni partecipa attivamente ai Jolnt lndustry Project, promossi da OGP e IPIECA, in collaborazio· ne con altre oil companies (rinnovato impegno con il GI-WACAF • Globallnitiative for West, Centrai and Southern Africa e I'OSPRI 011 ·Spill Preparedness Regional lnitiative). Eni ha inoltre sviluppato tecnologie proprietarie, volte sia a ridurre Il rischio di incidenti sia ad accelerare il recupero di eventuale olio sversato a mare; ad esempio il progetto di ricerca dispositivo CUBE (Containment of Underwater Bio w Out Events] provvederà a valida re e industria· lizza re un dispositivo per separare gas e olio dall'acqua, in pros· simità della testa pozzo sottomarina cosi come il progetto Blow Stop sviluppa una tecnologia innovativa per bloccare al fondo la fuoriuscita di fluidi di giacimento.

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

Le prospettive del settore europeo del gas rimangono deboli a causa dell'eccesso di offerta, alimentato dalla crescente dispo· nibilità di GNL su scala globale, e della modesta dinamica della domanda, penalizzata dalla competizione da altre fonti energeti· che, in particolare dallo sviluppo delle rinnovabili e dall'economi· cità del carbone, in un quadro di incertezza istituzionale a livello EU sul tema del ruolo del gas nel m ix energetico complessivo. Tra il 2018 e il 2021 si prevede una sostanziale stabilità della doma n· da gas in Italia e in Europa. t:aumento dei consumi nel settore termoelettrico, calmierato dalla crescita delle rinnovabili, sarà compensato da una riduzione dei consumi nei settori finali, a causa degli interventi di efficienza energetica prevalentemente concentrata nel segmento civile.

Considerato il difficile scenario competitivo dei settore gas, il ma· nagement ha periodicamente rinegoziato il prezzo e le condizioni di prelievo dei contratti di approvvigionamento long-term che pre· vedono clausole di take·or-pay (v. paragraro successivo sui rischi dei contratti di take-or-pay].

Per effetto del round di rinegoziazioni finalizzate tra il 2013 e 2017, il portafoglio di approvvigionamento Enl è attualmente correlato per circa 1190% alle quotazioni hub in luogo delle precede n·

...

ti formule oil-linked, riducendo il rischio commodity derivante dal diverso mix di indicizzazione tra prezzi di vendita hub-related e i costi d'acquisto.

Il management prevede che nel prossimo quadriennio, il debole andamento della domanda a causa delle incertezze macroeconomiche e il permanere di offerta abbondante, determinerà una notevole pressione competitiva. In particolare i risultati del business wholesale sono esposti alla volatilità del differenziale tra quotazioni spot presso gli hub europei, alle quali è indicizzato la maggior parte del gas approvvigionato, e il prezzo spot all'hub virtuale italiano [ PSV), prin~ipale riferimento dei prezzi di vendita Eni. in tale scenario il management continuerà nella strategia di rinegoz.iare i contratti di approvvigionamento long-term con l'obiettivo di allineare costantemente il costo del gas alle condizioni di mercato e di ridurre i vincoli di prelievo.

~esito delle rinegoziazioni in corso è incerto in relaz.ione, sia all'entità dei benefici economici, sia al timing di rilevaz.ione a conto economico. Inoltre, in caso di mancato accordo tra le parti, i contratti di norma prevedono la possibilità per ciascuna controparte di ricorrere all'arbitrato per la definizione delle controversie commerciali; questo rende maggiormente incerto l'esito delle stesse. Analoghe considerazioni valgono per i contratti di vendita con riferimento ai quali sono in corso o si prevedono rinegoziaz.ioni per allineare il prezzo di vendita e le altre condizioni di fornitura al mercato.

l trend negativi In atto nel quadro competitivo del settore gas rappresentano un fattore di rischio nell'adempimento degli obblighi previsti dal contratti di acquisto take·or·pay

Per assicurarsi un'adeguata disponibilità di gas nei medio/lungo termine, a sostegno dei programmi di vendita, contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento del mercato europeo in generale e di quello italiano in particolare, Eni ha stipulato nel passato contratti di acquisto di lungo termine con i principali Paesi produttori che riforniscono il sistema europeo. Tali contratti di approvvigionamento prevedono la clausola di take-or-pay in base alla quale l'acquirente è obbligato a pagare al prezzo contrattuale, o a una fraz.ione di questo, la quantità minima di gas prevista dai contratto, anche se non ritirata, avendo la facoltà di prelevare negli anni contrattuali successivi il gas pagato ma non ritirato a un prezzo che tiene conto della frazione di prezzo contrattuale già corrisposto. Il meccanismo degli anticipi contrattuali espone l'impresa sia a un rischio prezzo [e conseguentemente anche a un'opportunità). sia a un rischio volume. Analoghe considerazioni si applicano agli impegni contrattuali di lungo termine ship-or-pay attraverso i quali Eni si è assicurata l'accesso alle capacità di trasporto lungo le principali dorsali europee che convogliano il gas dai luoghi di produzione ai mercati di consumo.

In tale scenario, Il management è impegnato nella rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento long-term e in azioni di ottimizzazione del portafoglio, quali leve per gestire il rischio take-or-pay e l'associato rischio finanziario. Grazie agli esiti delle rinegoziazioni e delle azioni eseguite, Eni è stata in grado di recuperare una parte significativa dei volumi di gas prepagati nel corso del downturn del settore gas a causa dell'obbligo take-orpay, riducendo l'ammontare del deferred cost iscritto all'attivo

patrimoniale da un massimo di €2,4 miliardi a fine 2012 a €0,2 ^~ miliardi alla data della presente Relazione Finanziaria Annuale. : Il management ritiene che i volumi di gas prepagati residui saran- ^~ no completamente ritirati entro l'orizzonte di piano, nel rispetto~ dei termini contrattuali con il conseguente recupero dell'anticipo __i) corrisposto. ·

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Rischi connessi con la regolamentazlone del settore del ~ gas e dell'energia elettrica In Italia ___:)

L.:Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), in~ virtù della Legge istitutiva n. 481/95, svolge funzione di monitoraggio dei livelli dei prezzi del gas naturale e definisce le condizioni economiche di fornitura del gas ai clienti che hanno diritto di accedere alle condizioni tariffarie stabilite dalla stessa Autorità ( cosid- ~ detto "servizio di tutela"]. ·

Le decisioni dell'Autorità In tale materia possono limitare la cap~i tà degli operatori del gas di trasferire gli incrementi del costo d Ila materia prima nel prezzo finale.

l clienti che hanno diritto al servizio di tutela sono i clienti do estici e i condomini con uso domestico con consumi non super ri a 200.000 Smc/annui. Nel 2013 l'Autorità ha riformato la struttura delle tariffe gas al clienti tutelati del segmento civile con il passaggio all'indicizzazione hub della componente a copertura del costo della materia prima - quotazioni forward rilevate presso l'hub olandese TTF- in luogo della precedente, prevalentemente oil-linked, In un contesto di mercato che vedeva quotazioni hub del gas significativamente inferiori rispetto a quelle dei contratti long-term indicizzati all'olio, introducendo parimenti con la Delibera 447/2013/R/GAS, fra gli strumenti compensativi per gli operatori titolari di contratti di lungo termine, un meccanismo facoltativo "per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine" (APR - ammontare prorinegoziazione], che ha esplicato i suoi effetti sui tre anni termici 2014/2016.

~indicizzazione al TTF per i clienti tutelati è per ora confermata fino al 30 settembre 2018, mentre un fattore di rischio è relativo al possibile incremento della pressione competitiva generato dal supe· ramento delle tariffe di tutela gas e power. La legge 4 agosto 2017 n. 124 <<Legge annuale per il mercato e la concorrenza» ha infatti fissato per il 1' luglio 2019 la fine del regime di tutela di prezzo per l'energia elettrica e il gas. La legge 124/17 prevede un periodo di sei mesi di monito raggio e implementazione regolatoria per verificare e garantire lepre-condizioni di liberalizzazione dei mercati del gas e dell'elettricità. L.:obiettivo è accompagnare la scelta del consumatore sul mercato libero con adeguati supporti informativi e prevedendo strumenti di confrontabilità delle offerte di ll)erc'iito fr~ glì ·, -. operatori. A tal fine -sulla base degli atti implemjlntativl ~ cura di . .'.. ':· ARERA- è previsto che gli operatori, in aggiunt<!'illfe loro.'off .- te i· \·. mercato, forniscano ai clienti, a decorrere da rharzo 20 , anche - · \ . una proposta a pr.ezzo variabile e una a prezio· fiss· ... er',' g~s ·ed ; .': ) ,, elettricità a prezzo libero ma a condizioni contr~tt i C!J i'pà t~~ili(\~'l :· regolate da ARERA. Sulla base delle risultanz ae;._ ltato m6.ii_i~o[ig/~<~ gio ed adeguame'nto regolatorio, la legge ri i a d'è'fic\ i~iiné::~~lle ' · modalità di gestione della fine della tutel a un decreto suè'ceis'i vo del Ministro dello Sviluppo Economie . ell'ambito delle tariffe di trasporto gas, sono in corso sviluppi della regolazione in Italia,

dal momento che l'Autorità di regolazione ha avviato nel 2017 un processo di revisione dei criteri di determinazione di tali tariffe e di recupero dei costi dei trasportatori.

Sono allo studio l criteri di determinazione delle tarifFe di trasporto e di recupero del costi dei trasportatori per il prossimo periodo di regolazione (2020-2023): tuttavia, gli impatti per Eni di tale evoluzione andranno considerati alla luce del fatto che, dopo Il 2019, vengano meno gli attuali contratti pluriennali ship-or-pay sulle capacità di entry nel sistema nazionale e che, per effetto . di un recente provvedimento dell'Autorità di regolazione, è già in essere la possibilità, a decorrere dall'anno termico 2017-2018, di difFerire nel tempo, entro i tre anni successivi alla scadenza contrattuale, l'utilizzo delle capacità di trasporto pluriennali contrattualizzate in corrispondenza degli stessi punti di entry (c.d. "reshuffling"). con effetti economici positivi sulle capacità solo parzialmente utilizzate.

COINVOLGIMENTO IN PROCEDIMENTI LEGALI E INDAGINI ANTI-CORRUZIONE

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Oltre al fondo rischi per contenziosi stanziato In bilancio, è possibile che In futuro Eni possa sostenere altre passività, anche significative, in aggiunta agli ammontar! già stanziati In bilancio per contenziosi legali a causa di: (i) Incertezza rispetto all'esito finale di ciascun procedimento; (ii) Il verificarsi di ulteriori sviluppi che il management potrebbe non aver preso In considerazione al momento della valutazione del probabile esito del contenzioso sulla cui· base fu fatto l'accantonamento al fondo rischi nel più recente reporting period; (iii) l'emergere di nuove evidenze e informazioni; e (iv) lnaccuratezza delle stime degli accantonamenti d~ uta al complesso processo di determinazione che comporta giudizi soggettivi da parte del management. Alcuni procedimenti legali in cui Enl o le sue controllate sono coinvolte riguardano la presunta violazione dì leggi e regolamenti antì-corruzione nonché violazioni del Codice Etico. Violazioni del Codice Etico, di leggi e regolamenti, incluse le norme In materia di anti-corruzione, da parte di Eni, dei suoi partner commerciali, agenti o altri soggetti che agiscono in suo nome o per s uo conto, possono esporre Eni e i suoi dipendenti al rischio di sanzioni penali e civili che potrebbero danneggiare la reputazione della Società e il valore per gli azionisti.

RISCHIO CLIMATICO

La crescente sensibilità della società civile e dei governi di tutto il mondo al tema del cambiamento climatico, potrebbe generare per un'azienda come Eni, che ricerca, sviluppa e commercializza idrocarburi, rischi operativi e finanziari a breve, medio e lungo termine. A breve-medio termine il management prevede un Incremento dei costi operativi e d'investimento in ottemperanza a leggi sempre più severe in campo ambientale, finalizzate a ridurre le emissioni di gas a effetto serra (GHG), considerati dalla comunità scientifica la principale causa del cambiamento climatico. Il rischio di lungo termine è-la possibilità che provvedimenti normativl su larga scala ·in tema di riduzione delle emissioni, accompagnati da breakthrou- : gh tecnologici, comportino modifiche strutturali nel m ix energetico globale e modifiche nell'ambiente operativo. Inoltre vi sono rischi

fisici e reputazlonall connessi al cambiamento climatico. Il verificarsi di tali rischi potrebbe avere conseguenze negative rilevanti per Il business e le prospettive di Eni, i risultati economico-finanziari e i ritorni per l'azionista.

In aggiunta a quelli esistenti, la probabile adozione in futuro di strumenti normativi e di nuove leggi a livello locale, regionale, statale o nella forma di accordi inter-governativi a livello globale, aventi l'obiettivo di contenere le emissioni di gas a effetto serra ( GHG) potrebbe avere una ricaduta negativa sul consumo potenziale di combustibili fossili. Tra questi provvedimenti rientrano i meccanismi fiscali di carbon pricing, già adottati In alcuni Paesi/ zone di libero scambio ', considerati una soluzione efficace dal punto di vista economico ai fini del contenimento delle emissioni di COz minimizzando il costo per la collettività. È lpotlzzabile un'adozione su larga scala del meccanismo del carbon pricing, con la conseguenza che una quota crescente delle emissioni di GHG di Eni sarà sottoposta a tale regolamentazlone. Attualmente circa il SO" delle emissioni dirette GHG di Enl sono assoggettate al regime di Emisslon Trading Scheme europeo che prevede a carico dell'impresa l'onere per l'acquisto di certificati di emissione nell'open market, una volta superato li limite dell'assegnazione gratuita di quote stabilita su base regolatoria. Nel 2017 Eni ha sostenuto i costi di acquisto del permessi di emissione relativi a circa 11 milioni di tonnelate di COz. In alcuni ambiti operativi l'Azienda è soggetta a veri e propri meccanismi di carbon pricing (es. Norvegia). È ipotizzabile che a medio termine tali costi di compliance aumentino in misura significativa. l governi potrebbero adottare ulteriori misure normative che Impongano alle imprese di dotarsi di sistemi di controllo, monitoraggio e riduzione delle emissioni con conseguente aumento dei costi operativi e degli investimenti di compliance. Ad esempio nel settore upstream, i governi potrebbero introdurre misure normative per la riduzione delle emissioni fuggitive di metano o imporre l'azzeramento del gas bruciato in fiaccola o disperso in atmosfera (gas flaring o venting); questo comporterebbe maggiori investimenti e maggiori costi dei progetti upstream. Tali oneri potrebbero essere attenuati in prospettiva dai benefici che la compagnia prevede di ottenere dalle iniziative pianificate, finalizzate a rendere più sostenibile il proprio modello di business, quali ad esempio i progetti di valorizzazione del flaring gas, il piano volontario di azzeramento al 2025 delle emissioni fuggitive di metano e altre Iniziative di carbon management per la cui descrizione, compresi i target identificati, si rinvia al paragrafo "Cambiamento Climatico" della sezione "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario" (ONF).

L:adozlone di politiche ambientali sempre più severe per il contenimento delle emissioni GHG a livello regionale, nazionale e internazionale (comprese nuove politiche di assegnazione di concessioni e permessi per lo svolgimento delle attività upstream) potrebbero determinare nel lungo termine Il declino della domanda globale di idrocarburi e della produzione. Inoltre breakthrough tecnologici nel campo della produzione e stoccaggio delle energie rinnovabili e nell'efficienza dei veicoli elettrici (EV · electric vehicles) potrebbero comportare lo spiazzamento degli idrocarburi. Poiché il business Eni dipende dal livello globale della domanda di idrocarburi, nello scenario in cui le leggi esistenti o

( 1) Auualmente i sistemi di carbon prlclnza livello zlobale coprono il llll delle emissioni mondiali di GHG. Con rtngresso della Cina dal 2017 1a S sale al 23.

,_ N

quelle future in materia di riduzione delle emissioni, breakthrough tecnologici nel settore delle rinnovabili o adozione di massa degli EV determinassero la contrazione della domanda petrolifera, si potrebbero verificare conseguenze negative rilevanti sui risultati, la liquidità e le prospettive di business di Eni, compreso l'andamento del titolo.

Il rischio fisico è legato al verificarsi di fenomeni metereologici estremi quali uragani, inondazioni, monsoni, siccità, innalzamento del livello dei mari, la cui crescente frequenza e intensità sono correlate da parte della comunità scientifica al fenomeno del global warming. Tali eventi potrebbero causare interruzioni delle nostre attività con perdita di output, di ricavi e danni rilevanti alle proprietà. Ouesti rischi si sono verificati nel recente passato e con tutta probabilità continueranno a verificarsi nel futuro. Inoltre, fenomeni metereologici estremi prolungati nel tempo, potrebbero causare il rischio sistemico di contrazione del PIL mondiale con ricadute dirette sulla domanda energetica. In funzione della localizzazione geografica, eventi metereologici estremi possono comportare interruzioni più o meno prolungate delle operazioni industriali e danni a impianti e infrastrutture, con conseguente perdita di risultato e cash now e incremento dei costi di ripristino e manutenzione.

Infine, il rischio reputazionale è legato alla percezione da parte delle istituzioni e dalla comunità civile, che le società petrolifere siano i principali responsabili del cambiamento climatico. Ouesto potrebbe comportare una minore attrattività delle azioni Eni, in particolare da parte dei fondi e degli investitori che valutano il profilo di rischio ESG nelle loro decisioni di investimento.

Il business upstream è l'elemento principale di creazione di valore delle compagnie petrolifere; tuttavia rappresenta la fonte più significativa di emissioni GHG, che possono insorgere a causa di:

attività di perforazione;
gas naring o ventìng:
fuggitive e perdite di metano;
perdite nella liquefazione:
modifiche dell'ecosistema derivanti dalle operazioni di produzione (ad esempio disboscamenti);
complessità della produzione:
complessità dei processi.

Gli altri business Eni, concentrati principalmente in Europa, fanno parte del sistema ETS europeo. Il business RBcM ha convertito un terzo delle raffinerie tradizionali in bioraffinerie in grado di produrre fuel di qualità a partire da feedstock rinnovabili. Le altre raffinerie Eni hanno un valore di libro marginale rispetto al totale dell'attivo fisso di Eni e sostengono correntemente costi elevati per il controllo e la riduzione delle emissioni. È prevedi bile che uno scenario low carbon possa sostenere la redditivltà dei biocarburanti; tuttavia il management dovrà considerare l'evoluzione delle normative in materia, tra cui la nuova direttiva sulle energie rinnovabili (REO Il che entrerà in vigore dal 2021), che definirà i feedstock che potranno essere utilizzati per produrre biocarburanti, privilegiando progressivamente quelli non in competizione con la filiera alimentare. Ciò potrebbe comportare il phase-out dell'olio di palma, che ad oggi alimenta le biorafflnerie Eni, con la necessità di sostenere eventuali costi di adeguamenp ^~ to impiantistico. ·•

Analoghe considerazioni valgono per il business della Chimica che ^~ sta attuando un piano di conversione di una parte dei propri siti p~~ la produzione di materie plastiche e specialties a partire da feed- _]3? stock vegetali. ~-

~!auspicato processo di sostituzione del carbone con il gas ~: naturale nella produzione di energia elettrica dovrebbe infine ^~ sostenere la redditività del settore GBcP di Eni grazie all'ampia :, disponibilità di gas e GNL assicurati dai contratti di approvvi- / giona mento long-term e dalle produzioni equity provenienti da l~ grandi long-life projects EBcP in Mozambico e in Egitto, nonché alla significativa presenza nel settore della generazione di energia elettrica da gas.

La strategia di risposta Eni ai rischi connessi al climate chan~· e è articolata su tre linee d'azione: J - aumentare l'incidenza delle riserve gas sui totale delle ris rve

d'idrocarburi in portafoglio;
miglioramento continuo dell'effic ienza energetica nelle op rations e riduzione delle emissioni dirette di GHG;
sviluppo per linee organiche e in sinergia con gli asset esistenti del business delle rinnovabili.

Tale strategia è stata disegnata dal Consiglio di Amministrazione della Società. Per maggiori informazioni sulla strategia Eni di adattamento allo scenario low carbon, dei processi interni di governa n· ce e risk management nonché le assunzioni di scenario si rinvia al capitolo dedicato all'interno della sezione "Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario" (pag. 106 ).

Il management Eni ritiene che l'implementazione di tali direttrici potrà aumentare la resilienza dell'Azienda e la sua capacità di adattamento al futuro scenario low carbon, riducendo i prevedlbill maggiori costi della compliance, il rischio di riserve "stranded2", nonché cogliere le opportunità connesse alla prevedibile crescita del gas naturale e delle rinnovabili.

La gestione del rischio climate change comprende la regolare review del portfolio di asset e di nuovi investimenti oiiBcgas di Eni al fine di identificare e valutare i potenziali rischi emergenti connessi ai cambiamenti nel regimi regolatori in materia di emissioni e alle condizioni fisiche di conduzione delle operations.

La redditività dei principali nuovi progetti d'investimento è sottoposta a una sensitivity ai carbon pricing utilizzando due set di assunzioni; (i) scenario prezzi Idrocarburi e costo C02 di Eni; (ii) assunzioni di prezzo degli id rocarburi e costo C02 utilizzati nello scenario lE A SOS [v. di seguito). Tale analisi di sensitività ~..esaguita sia in sede di FIO sia in sede di monitoraggio deiprO'g~'ti .. L'ac;; .. ; lisi condotta a fine 2017 ha evidenziato effetti 9(~rgi ~~ li : )s~!>~ .. interni di rendimento del portafoglio prog ttl Ep'i;· ....... ' . . .- .·. ::>.-.· \ '.

La resllienza del portafoglio è valutat sulla ~~s . d~ ~ ~;~~; r{;~~ ,;- IEA SOS in quanto elaborato con la fi alità di' ornire.'Un. beneh1..~ ¹'J \ t· ' •'f. ,.,,. ,,_..· ~·.). ^~..... mark ai fini della misurazione del pro resse erso u~ fu'turo .. en~r:_ (·. ·-· getico più sostenibile. Per la prima v ta e scenifioj.l;\~~!:tu dei Sustainable Oevelopments Goals: a lotta al cambiamento eli-

( 2) S1rinded rHtrvts: rlslfve con tlevatobrrak·enn o relative a prodotti a rischio sostìtutione, quindi con domanda decliname.

83192 699

matico, il conseguimento dell'accesso universale all'energia e il miglioramento della qualità dell'aria. Lo scenario IEA SDS disegna un percorso di decarbonizzazione coerente con gli obiettivi di Parigi e che traguarda il conseguimento dell'accesso universale all'energia nel 2030 e una forte riduzione dei decessi prematuri da inquinamento atmosferico entro il 2040.

Nello scenario IEA SDS, che prevede che la domanda di petrolio raggiunga un picco intorno al 2020, il prezzo del petrolio ha un trend sostanzialmente allineato a quello dello scenario Eni, mentre i prezzi del gas sono superiori di oltre il 15% rispetto allo scenario Eni. Il prezzo della CO₂ registra un trend in forte crescita atto a favorire la penetrazione delle tecnologie low carbon e in termini reali al 2040 arriva fino a 140\$/t, attestandosi nel medio lungo su livelli superiori alle assunzioni Eni.

Il management ha sottoposto ad analisi di sensitività adottando lo scenario IEA SDS la tenuta del valore di libro di tutte le CGU del settore E&P soggette a impairment test ai sensi dello IAS 36. Tale stress test evidenzia la sostanziale tenuta dei valori di libro degli asset Eni con una riduzione dell'ordine del 4% del fair value degli asset oil&gas dovuta all'effetto del costo della CO,.

Per ridurre il rischio di revisioni negative della resource base alla categoria stranded, Eni ha progressivamente ridotto il break-even dei progetti oil&gas attraverso l'ottimizzazione del portafoglio assets con forte incidenza del gas convenzionale, l'esplorazione near field e il miglioramento dell'efficienza nello sviluppo. Per maggiori informazioni v. la sezione "Scenario e Strategia".

COMMENTO Al RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI l EVOLUZIONE PREVEDIOILE DELLA OESTIONE 105

EVOLUZIONE PREVEDI BILE DELLA GESTIONE

Le previsioni del management sulle principali metriche dei business Eni e sui kpl finanziari sono illustrati nella sezione "Scenario e strate· gia" della presente Relazione sulla gestione, alla quale si rinvia.

Di seguito sono evidenziate le previsioni per il 2018 su produzioni e vendite:

EXPLORATION & PRODUCTION

Produzione di Idrocarburi: crescita attesa al 4% per effetto del ramp·up degli avvii 2017, in particolare in Egitto, Angola e lndone· sia, degli avvii di fasi satelliti di grandi giacimenti in produzione (Libia, Angola e Ghana) e delle operazioni di portafoglio.

a ~.~~.~.~~~::,,, €0,3 miliardi, grazie a "'""""' nuove azioni """ sui contratti o<Uo ,,,.,, long·term, ;,.''i""' ridu· ~ · zione costi logistica e sinergie da integrazione con upstream nel business GNL.

REFJNING & MARKETING

Previsto margine di raffinazlone di break·even a circa 3 \$/barile a fine 2018 grazie a nuove ottimizzazionl supply e assetti.

GRUPPO

Previsti Investimenti di €7.7 miliardi al cambio €1\$ di 1,17.

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106

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DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO

ai sensi del D.Lgs. 254/2016

l Introduzione

La Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (DNF) 2017 di Eni è stata redatta articolando l'informativa sulle tre leve del modello di business integrato di Eni (Percorso di decarbonizzazlone, Modello ope· rativo e Modello di cooperazione) il cui obiettivo è la creazione di valore di lungo termine per gli stakeholder, coniugando solidità finanziaria con sostenlbllltà sociale e ambientale.

La DNF fornisce un'informativa integrata sulle tematìche richieste dal D.Lgs. 254/2016 (Decreto), anche tramite il rinvio ad altre sezioni della Relazione sulla Gestione o ad altri documenti societari redatti in adem· pimento alla normativa vigente (Relazione sul Governo Societarlo e gli Assetti Proprietari'), qualora le Informazioni siano già in essi contenute o per ulteriori approfondimenti.

In particolare:

· il modello aziendale di gestione e organizzazione è illustrato all'inter· no della Relazione sulla Gestione nel paragrafo "Modello di business", dove sono evidenziate le principali caratteristiche dei modelli organiz· zativi e di gestione di Eni per i seguenti temi: ambiente, clima, persone, salute e sicurezza, diritti umani, catena di fornitura, trasparenza e lotta alla corruzione, sociali, ricerca e sviluppo;
la gestione dei rischi, attuata attraverso Il Modello di Risk Management Integrato (RMI). è descritta nei paragrafi della Relazione sulla Gestio· ne: (i)"Risk Management Integrato" in cui viene descritto il modello diRMI, i livelli di controllo, il processo e relativa governante, l'integrazione delle tematiche di sostenibilità, e le principali attività del 2017; (ii)'Oblettivi, rischi e azioni di trattamento" in cui sono riportati i Top Risk per Eni e le principali azioni messe In atto dalla compagnia per mitigare i rischi; (lii)"Fattori di rischio e incertezza• in cui vengono de· scritti con maggior dettaglio i principali rischi non finanziari, l possibili impatti e le azioni di trattamento;
le politiche aziendali sono descritte all'interno della Dichiarazione di carattere non finanziario nel paragrafo "Principali strumenti normativi

Eni relativi ai temi socio-ambientali definiti dal D.Lgs. 254/2016" in cui è rappresentata una sintesi dei principali impegni pubblici che Eni si è data. Eni si è dotata di un sistema normativa composto da strumenti di indirino, coordinamento e controllo (Policy e Management System Guideline · MSG) e da strumenti che definiscono le modalità operative con cui devono essere svolte le attività (procedure e istruzioni ope· rative). Le Policy, approvate dal Consiglìo di Amministrazione, definì· sco no i principi e le regole generali di comportamento inderogabili che devono ispirare le attività svolte da Eni. Le MSG rappresentano le linee guida comuni a tutte le realtà Eni per la gestione dei processi operativi, di supporto al business e dei processi trasversali di compliance e di governance, e includono aspetti di sostenibllità;

le principali performance sono illustrate nei capitoli "Percorso di decarbonizzazlone", "Modello operativo• e "Modello di cooperazio· ne" in cui è rappresentata la strategia di Eni sui vari temi trattati, le principali iniziative dell'anno, e nei paragrafi "Metriche e Com me n· ti alle Performance• è riportato il commento ai risultati dell'ultimo triennio. l contenuti del capitolo "Percorso di decarbonizzazione• sono stati organizzati sulla base delle raccomandazioni volontarie della Task Force on Climate-related Financial Oisclosures (TCFD) del Flnanclal Stabillty Board.

In continuità con gli scorsi anni, Eni pubblicherà in occasione deii'As· semblea degli azionisti anche il Report di sostenibilità (Eni For) che continuerà ad essere il documento divulgativo di carattere volontario re· datto secondo gli standard GR l e dotato di una propria limited assurance. Tale report approfondisce le tre leve del modello di business integrato e le principali iniziative dell'anno.

Di seguito la tabella di raccordo in cui si evidenziano i contenuti infor· matlvi richiesti dal Decreto e Il relativo posizionamento all'interno della ONF, della Relazione sulla Gestione o in altri documenti societari previsti per legge.

AMBITI DEL O.LGS. 254/2016	PARAGRAFI CONTENUTI NELLA DNF		TEMI E APPROFONDIMENTI I~ELLA RFA --------·--·--·- - E ALTRI DOCUMENTI 2017
MODELLO DI GESTIONE AZIENDALE E GOVERNANCE	~----• Percorso di decarbonizzazione, pag. 109-112 • Modello operativo, pag.113·120 • Modello di cooperazione, pag. 121	itFA	o Modello di business, pag. 18·19 o Governance, pag. 28-31 o Temi rilevanti di sostenibilità e prospettiva ·- --~eçl! ~~~':_ o~d~~ P. aPS:l?. .
Arr. 3.1, commo o)		RCG	•· Approccio responsabile e sostenibile, pag. 9·11 :. Modello di Corporale Governance, pag. 12·15 o Consiglio di Amministrazione: Composizione, pag. 36·41 e Formazione del Consiglio di Amministrazione, pag. 57 :· Comitati del Consiglio, pag. 58·67 l· Collegio Sindacale, pag. 67-75 . _ :.l:i~~~l) ~ 2~_1 ! pa~,. 102·~03
POLITICHE A_rr. .~: 1 .• c~m'!'~ b)	• Principali strumenti normativi .• -· _ ~~i: P~&· 108.		r· Il Sistema Normativa di Eni, pag. 90·112
MODELLO DI GESTIONE DEl RISCHI Art. 3.1, comma c)		r.ar-A	o Risk Management Integrato, pag. 24·25; Obiettivi, rischi e azioni di trattamento, pag. 26·27; Fattori di rischio e incertezza: Rischio paese, pag. 93·94; Rischi specillci delrattività di ricerca e produzione di idrocarburi, pag. 95·96; Rischio operation e connessi rischi in materia HSE, pag. 96-100; Coinvolgimento In procedimenti legali e Indagini _ __ a~t ·~?rr'!.~i~~·. ~&· !~ . ~i~c~ ~ Cli.!!l_a ico P~Il: !0 ·19~ .

[l) Per maggiori approfondimenti sul sislema di Corporale Governonce di Eni si rinvia olia Relnlone sul Governo Socielarlo e gli A•sclll Proprie lari di E n l, pubblica la sul silo inlernet dello Societ), nella setlone Govomence.

;•> ,, ,, .. l) ., ..

Principali strumenti normativi Eni relativi ai temi socio-ambientali definiti dal D.lgs. 254/2016

/flr PERCORSO DI 'llJ DECARBONIZZAZIONE

[ 11 CAMBIAMENTO s..O CLIMATICO

OBIETTIVO Contrastare il cambiamento climatico

DOCUMENTI Pollcy "La sostenibilità', Posizione di Eni sulle biomasse

IMPEGNO A:

ridurre le emissioni di gas serra migliorando l'efficienza degli impianti e aumentando l'utilizzo di combustibili a minor contenuto di carbonio
sviluppare e implementare nuove tecnologie per la riduzione delle emissioni climalteranti e la produzione più efficiente di energia
sviluppare meccanismi nessibili e strumenti per ridurre la deforestazione
promuovere la gestione sostenibile della risorsa Idrica
assicurare una gestione sostenibile delle biomasse lungo l'Intera catena di fornitura
approwigionare olio di palma prodono esclusivamente in modo sostenibile nel rispetto dell'ambiente, del requisiti sociali e di sicurezza

i MODELLO 'IIJ' OPERATIVO

@DIRITTI UMANI

OBIETTIVO

Tutelare i diritti umani (DU)

DOCUMENTI

Pollcy "La sostenibilità', 'Le nostre persone',

'l nostri partner della catena del valore", 'Cintegrità nelle nostre operations': Codice Etico; Linee Guida di Enl per la tutela e promozione dei Oiritd Umani

IMPEGNO A:

rispettare l OU nelle anività e promuove me il rispeito verso partner e stakeholder
contribuire alla creazione delle condizioni soclo·economlche necessarie per reffenivo
godimento del OU • considerare i temi relativi ai DU sin dalle prime
fasi di valutazione di fanibilità dei nuovi progeni e rispettare i diritti peculiari delle popolazioni indigene e dei gruppi vulnerabili
•. selezionare partner che rispondono al
requi~itl di professionalità, etica, onorabilità e .. ,, 'tras'parenza di Eni, monitorandone nel tempo le performance
minimizzare la necessità di intervento delle Ione di sicurezza pubblica e privata per la tutela delle persone e degli asse t

i MODELLO 'II/' OPERATIVO

A PERSONE, SALUTE '111' E SICUREZZA

OBIETTIVO

Valorizzare le persone Enl e tutelarne la salute e la sicurezza DOCUMENTI

Policy "Le nostre persone", "L'integrità nelle nostre operations"

IMPEGNO A:

rlspenare la dignità di ciascuno, valoriuando le diversità culturali, etniche, di genere, di età, di orientamento sessuale e le diverse abilità
romire ai responsabili gli strumenti e il supporto per la gestione e lo svnuppo dei propri collaboratori
Identificare le conoscenze utili alla crescita aziendale e promuoverne la valorizzazione, lo sviluppo e la condivisione
adottare sistemi di remunerazione equi che consentano di motivare e trattenere le persone più adeguate alle esigenze del business
condurre le attività In conformità ad accordi e normative in materia di tutela della salute e sicurezza dei lavoratori e secondo l principi di precauzione, prevenzione, protezione e miglioramento continuo

i MODELLO 'IIJ' OPERATIVO

~[ill] TRASPARENZA E LOTTA ALLA CORRUZIONE

OBIETIIVO

Contrastare la corruzione attiva e passiva

DOCUMENTI

Management System Guideline "Anti· corruzione"; Policy "l nostri partner della catena del valore"

IMPEGNO A:

svolgere le attività di business con lealtà, correttezza, trasparenza, onestà e integrità e nel rlspetlo delle leggi
proibire la corruzione senza alcuna eccezione
vietare di: offrire, promettere, dare, pagare, direttamente o Indirettamente, benefici di qualunque natura a un Pubblico Ufficiale o un privato (corruzione attiva)
vietare di: accettare, direttamente o Indirettamente, benefici di qualunque natura da un Pubblico URiclale o un privato (corruzione passiva)
far rispettare a tutto il personale Eni e ai propri partner le normatlve Interne in tema anti-corruzione

~ MODELLO 'IIJ' OPERATIVO

~ RISPETTO PER l'AMBIENTE

OBIETTIVO

Usare le risorse in modo eRiciente e tutelare la biodiversità e i servizi ecosistemici

DOCUMENTI Pollcy "La sostenlbilhà", Tintegrità nelle nostre operations•, 'Policy Eni sulla biodiversità e servizi ecosistemici'

IMPEGNO A:

considerare, nelle valutazioni progettuali e nelle pratiche operative, la presenza di aree protette e rilevanti per la biodiversità
identificare i potenziali impatti sulla biodiversità delle attività operative di E n l e Implementare azioni di mltlgazlone
assicurare connessioni tra gli aspetti ambientali (cambiamento climatico, BES''' e gestione della risorsa Idrica) e le qÙestioni sociali tra cullo sviluppo sostenibile delle comunità locali
ravorire un dialogo con gli slakeholder e promuovere la collaborazione con organizzazioni governative e non
promuovere un uso eRiclente delle risorse e ridurre le emissioni in aria, acqua e suolo

M MODELLO DI WW COOPERAZIONE

~---------------------- (()) COMUNITÀ 'V LOCALI

OBIETIIVO

Favorire la relazione con le comunità locali e contribuire alloro sviluppo

DOCUMENTI

Policy "La sostenibilità"

IMPEGNO A:

creare opportunità di crescita e valorizzare le capacità delle persone e delle imprese nei territori In cui Eni opera
coinvolgere le comunità locali alfine di considerare le loro Istanze sul nuovi progetti, sulle valutazioni di impatto e sulle Iniziative di sviluppo
identificare e valutare gli Impatti ambientali, sociali, economici e culturali generati dalle attività di Eni, inclusi quelli sulle popolazioni Indigene
promuovere una consultazione preventiva, libera e informata, con le comunità locali
cooperare alla realizzazione di iniziative volte a garantire uno sviluppo locale autonomo, duraturo e sostenibile

(•) Biodiversità c Servit i Ecoslstcmitf.

•

r PERCORSO DI DECARBONIZZAZIONE r,

Eni intende giocare un ruolo di leadership nel processo di transizio· ne energetica, sostenendo gli obiettivi dell'Accordo di Parigi.

Enl è da tempo impegnata nel promuovere una disclosure completa ed efficace in materia di cambiamento climatico ed è l'unica azienda tra i peers dei settore oiiBcgas a far parte della Task Force o n Climate·related Financial DisciDsures (TCFD) del Fin andai Stabllity Board che a fine giugno 2017 ha pubblicato delle raccoman· dazioni volontarie per favorire una efficace disclosure delle lmpli- " cazioni finanziarie legate al cambiamento climatico; in tal senso : Enl si sta Impegnando in una progressiva implementazione di tali~ raccomandazioni. f':

Di seguito una Dashboard che rappresenta i rapporti/documenti in ~ cui sarà possibile trovare le informazioni sul clima sulla base delle , ;: quattro aree tematiche oggetto di raccomandazione della TCFD. .:,

RACCOMANDAZIONI TCFD	RFA Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario	REPORT SOSTENIBILITÀ :;::> [Addendum Eni For]	~
GOVERNANCE Rappresentare la governance dell'azienda In riferimento ai rischi e opportunità connesse al cambiamento climatico.	-1 Elementi chiave
STRATEGIA Rappresentare gli impatti attuali e potenziali del rischi e delle opportunità connesse ai cambiamento climatico sul business, sulla strategia e sulla pianificazione finanziaria iaddove l'informazione è materiale.	-1 Elementi chiave
RISK MANAGEMENT Rappresentare come l'azienda individua, valuta e gestisce l rischi connessi al cambiamento climatico.	-1 Elementi chiave
METRICHE Be TARGET Rappresentare le metriche e i target utilizzati per valutare e gestire i rischi e le opportunità connesse al cambiamento climatico laddove l'informazione è materiale.	-1 Elementi chiave

GOVERNANCE

La strategia di decarbonizzazione Eni è inserita in un sistema strutturato di Corporate Governance in cui il Consiglio di Am· mlnistrazlone (CdA) e l'Amministratore Delegato (AD) hanno un ruolo centrale nella gestione dei principali aspetti legati al cambiamento climatico.

Il CdA esamina ed approva, su proposta dell'AD, il Piano strategico in cui sono definiti strategie ed obiettivi riferiti anche al cambiamento climatico e alla transizione energetica; su base semestrale è inoltre Informato sullo stato di avanzamento del principali progetti con evidenza dei KPI operativi ed economi· co-finanziari.

A partire dal 2014 il CdA è supportato, nello svolgimento del· le proprie attività, dal Comitato Sostenlbllltà e Scenari (CSS) con cui approfondisce, con cadenza periodica, l'integrazione tra strategia, scenari evolutivi e sostenibilità del business nel medio-lungo termine. Nel 2017, in tutti i dodici Incontri effettuati dal CSS, sono stati approfonditi aspetti relativi alla strategia di decarbonlzzazione, scenari energetici, energie rinnovabili, RBcD a supporto della transizione energetica e partnership sul clima.

Dalla seconda metà del 2017, il C dA e l'AD si avvalgono inoltre di un Advlsory Board, composto da esperti internazionali, focalizzato anche sulle tematiche relative al processo di decarbonlzzazione.

^L'AD inoltre presiede lo Steering Committee del •programma CII· mate Change", un gruppo di lavoro inter-funzionale composto da membri del top management di Eni che ha elaborato una strategia di decarbonizzazione di medio-lungo termine e ne monitora costantemente lo stato di avanzamento. Il piano di incentivazione di breve termine dell'AD attribuisce un peso del12,5% all'obiettivo di riduzione dell'intensità di emissioni GHG upstream e consente di monitorare annualmente lo stato di avanzamento rispetto al target prefissato di lungo termine; lo stesso obiettivo è a sua volta attribu· ito al management aziendale in funzione del ruolo di competenza.

A conferma dell'attenzione verso i temi afferenti il cambia·

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110

Eni inoltre è attivamente coinvolta, fin dall'inizio dei suoi lavori, nella Task Force on Climate Related Financial Disclosure [TCFD], istituita dal Financial Stability Board con l'obiettivo di definire delle raccomandazioni per la disclosure delle aziende in tema di climate change, pubblicate nel corso del 2017.

Eni, sulla base delle azioni e delle strategie afferenti il cambiamento climatico, è stata, anche nel 2017, confermata azienda leader dal CDP (ex Carbon Disclosure Project), principale rating indipendente che valuta le compagnie internazionali a maggiore capitalizzazione.

RISK MANAGEMENT

Eni ha sviluppato e adottato un Modello di Risk Management Integrato (Modello RMI) finalizzato ad assicurare che il management assuma decisioni consapevoli (risk-informed), tenendo in adeguata considerazione i rischi attuali e prospettici, anche di medio e lungo termine, nell'ambito di una visione organica e complessiva. Il modello mira anche a rafforzare la consapevolezza, a tutti i livelli aziendali, che un'adeguata valutazione e gestione dei rischi incida sul raggiungimento degli obiettivi e sul valore dell'azienda.

Il processo è attuato secondo un approccio "top-down risk based" che parte dal contributo alla definizione del Plano Strategico di Eni, attraverso analisi a supporto della comprensione e della valutazione della propensione al rischio sottostante (es. definizione di specifici obiettivi di de-risking), e prosegue con il sostegno alla sua attuazione attraverso periodici cicli di risk assessment & treatment e monitoraggio. La prioritizzazione dei rischi è effettuata sulla base di matrici multidimensionali che misurano il livello di rischio attraverso la combinazione di cluster di probabilità di accadimento e di impatto.

Il rischio climate change è identificato come uno dei top risk strategici di Eni ed è analizzato, valutato e monitorato dall'AD nell'ambito dei processi RMI. L'analisi è svolta con un approccio integrato e trasversale che coinvolge funzioni specialistiche e aree di business e considera sia aspetti correlati alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione normativa e tecnologica, tematiche reputazionali) sia aspetti fisici (fenomeni meteoclimatici estremi/cronici), come descritto nella sezione Strategia.

STRATEGIA

Principali rischi ed opportunità

Il rischio climate change è analizzato considerando i seguenti cinque driver di cui si riportano di seguito le principali risultanze. Scenario di mercato. In uno scenario low carbon, come lo IEA SDS² (WEO 2017), il ruolo delle fonti fossili resta centrale nel mix energetico. Il gas naturale, in crescita anche in corrispondenza dello scenario SDS, rappresenta un'opportunità di riposizionamento strategico per le compagnie petrolifere, in virtù della minor intensità carbonica e delle possibilità di integrazione con le fonti rinnovabili nella produzione di energia elettrica. Sebbene nello scenario IEA SDS la domanda di olio raggiunga un picco al 2020 e scenda a 75 Mb/g al 2040, rimane la necessità di significativi investimenti upstream per compensare il calo della produzione dai campi esistenti. Permane un'incertezza legata all'influenza che evoluzioni normative e breakthrough tecnologici potrebbero avere sullo scenario, determinando impatti sul modello di business aziendale.

Evoluzione normativa. L'adozione di politiche (es. riduzione emissioni, anche da deforestazione; carbon pricing; sviluppo fonti rinnovabili; efficienza energetica; diversificazione produzione elettrica: biocarburanti avanzati: mobilità elettrica; ecc.] atte a sostenere la transizione energetica verso fonti low carbon potrebbe avere degli impatti rilevanti sul business. L'approccio differenziato per Paese potrebbe essere un vantaggio per lo sviluppo di nuove opportunità di business.

Evoluzione tecnologica. Le tecnologie volte alla cattura e alla riduzione delle emissioni GHG, nonché delle emissioni fuggitive di metano lungo la filiera produttiva dell'oil&gas, saranno fondamentali per sostenere il ruolo del gas nel mix energetico globale. D'altra parte, l'evoluzione tecnologica nel campo della produzione e stoccaggio delle energie rinnovabili e nell'efficienza dei veicoli elettrici potrebbe avere degli impatti sulla domanda di idrocarburi e quindi sul business. La capacità di intercettare prontamente e integrare nel proprio business breakthrough tecnologici giocherà un ruolo chiave per la competitività del business.

Reputazione. L'attenzione crescente sui temi correlati al cambiamento climatico incide negativamente sulla reputazione dell'intero settore oil&gas, percepito come uno dei principali responsabili delle emissioni di GHG, con effetti sulla gestione delle relazioni con i principali stakeholder. La capacità di sviluppare e attuare strategie di adattamento del proprio modello di business ad uno scenario low-carbon, nonché la capacità di comunicarle in maniera trasparente è un'opportunità per migliorare la percezione degli stakeholder.

Rischi fisici. L'intensificarsi di fenomeni meteoclimatici estremi/cronici potrebbe determinare un aumento dei costi (anche assicurativi) per le misure di adattamento e protezione di asset e persone. Gli scenari IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) prevedono che questi effetti fisici si manifesteranno prevalentemente nel medio-lungo periodo. L'esposizione al rischio è mitigata dai requisiti di progettazione adottati (definiti per resistere a condizioni ambientali estreme) e delle coperture assicurative attivate.

Strategia e obiettivi

In relazione ai rischi e alle opportunità precedentemente descritte, Eni ha definito un percorso di decarbonizzazione e persegue una chiara e definita strategia climatica, integrata al proprio modello di business, e che si fonda sulle seguenti leve: riduzione delle emissioni dirette di GHG; dal 2014 al 2017 le

azioni poste in essere hanno consentito di ridurre l'indice di intensità emissiva GHG del settore upstream del 15%; obiettivo al 2025 è di ridurre tale indice del 43% rispetto al 2014 attraverso progetti volti alla eliminazione del flaring da processo, alla riduzione delle emissioni fuggitive di metano (al 2025: -80% emissioni UPS vs. 2014) ed alla realizzazione di interventi di efficienza energetica; complessivamente gli investimenti a supporto di tali target corrispondono ad una spesa nel 2018-2021 di circa 0,6 miliardi di euro al 100% e con riferimento alle sole attività upstream operate;
portafoglio oll&gas "low carbon" caratterizzato da progetti convenzionali, sviluppati per fasi e a bassa intensità CO,. I nuovi progetti upstream in esecuzione, che rappresentano circa il 65% del totale investimenti di sviluppo del settore nel

(2) International Energy Agency - Sustainable Development Scenario all'interno del World Energy Outlook 2017.

quadriennio 2018-2021, presentano break-even inferiori a 30 \$/ bi, quindi resilienti anche in presenza di scenari low carbon. In generale il portafoglio Eni presenta risorse di Idrocarburi a maggiore incidenza gas, ponte verso un futuro a ridotte emissioni. Il segmento mid-downstream presenta un'esposizione al rischio cambiamento climatico inferiore in quanto il net book value delle raffinerie e degli impianti petrolchimici tradizionali è trascurabile rispetto alla totalità degli asse t del gruppo, mentre risulta in sviluppo la componente green di tali business;

sviluppo del business green attraverso (i) un impegno crescente nelle energie rinnovabili (potenza installata pari a circa 1.000 MW al 2021); (ii) sviluppo della seconda fase della bloraffineria di Venezia (capacità fino a 560 kton/anno dal 2021) ed il completamento di quella di Gela (capacità fino a 720 kton/anno) entro la fine del 2018; (iii) consolidamento nella Chimica verde, con produzione di biointermedi da olio vegetale a Porto Torres (capacità di 70 kton/anno). studi, sperimentazioni e partnership con altri operatori. Gli investimenti complessivi nel quadriennio 2018-21 sono superiori a 1,8 miliardi di euro, incluse le spese In attività di R&S al servizio del percorso di decarbonizzazlone;
impegno In attività di ricerca scientifica e tecnologica (RScSJ, elemento fondamentale per raggiungere la massima efficienza nel processo di decarbonizzazione.

La composizione del portafoglio e la strategia di Eni rendono minimo il rischio di "stranded asset" nel settore upstream; In tal senso il management ha sottoposto ad analisi di sensitività il valore di libro di tutte le CGU (Cash Generatlng Uniti del settore upstream, adottando lo scenario IEA SOS; tale stress test ha evidenziato la sostanziale tenuta dei valori di libro degli asset, con una riduzione di circa il4% del fairvalue.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Di seguito sono riportate le principali metriche che mostrano i risultati finora conseguiti da Enlln relazione alla strategia di decarbonizzazione.

Nel 2017 tutti gli Indici di emissione riferiti alla produzione hanno registrato un miglioramento rispetto al 2016. In particolare, nel settore E&P l'indice di intensità GHG calcolato per unità di idrocarburi lorda prodotta - calcolato su base operata - si è ridotto del 2,7% rispetto all'anno precedente, attestandosi su un valore pari a 0,162 tonCOzeq/tep; la variazione complessiva

dell'indice rispetto al 2014 è pari al-15%, in linea con l'obiettivo di riduzione del 43% al 2025. Anche negli altri settori l'intensità di emissioni GH G si è ridotta, in particolare l'indice di emissione di En ipower si è ridotto dello 0,8% e quello delle raffinerie de l 7%. Dal 2010 ad oggi le emissioni dirette di Eni calcolate su base operata si sono ridotte del 27%; tuttavia nell'ultimo anno si è registrato un aumento del 2,5% rispetto al 2016 a causa della crescita delle emissioni da combustione e processo per la maggiore produzione nei settori E& P (in particolare per le attività in libia e per gli start-up in Ghana, Angola e Indonesia) e G&P (dove sono aumentati sia la produzione di energia elettrica sia i volumi di gas naturale trasportati). In linea con la prppria strategia di decarbonizzazione, nel corso del 2017 Enl ha acquistato ed annullato in proprio favore 680.193 crediti forestali nel mercato in ternazionale, compensando cosi circa la metà dell'incremento avvenuto sulle proprie emissioni dirette rispetto al2016.

Rispetto alle principali sorgenti di emissioni GHG di Eni, dal2014 ad oggi il volume di idrocarburi inviati a na ring di processo si è ridotto del 7%. Le emissioni da naring, nonostante Eni nel 20~1 7 abbia investito 29 milioni di euro in Interventi di na ring down 'n particolare in Nigeria e Libia), sono aumentate nell'ultimo an , oltre che per i nuovi start-up, anche in seguito al riavvio del ca m· podi Abu Attifel in libia, rimasto fermo nel 2016 per la difficile situazione del Paese. Le emissioni fuggitive di metano (pari a circa 1'80% delle emissioni totali di metano) si sono ridotte nei settori E&P e G&P sia per le attività di manutenzione periodica (cd. campagne LDAR - Leak Oetection and RepairJ effettuate sui siti già sottoposti e monitoraggio negli anni precedenti sia per l'estensione del censimento a nuovi siti, con miglioramento dell'accuratezza delle stime delle emissioni sulla base dell'effettiva configurazione Impiantistica. Gli interventi di efficienza energetica effettuati nel 2017 consentono, a regime, risparmi energetici per circa 300 ktep/anno, pari a una riduzione delle emissioni di circa 0,8 milioni di tonnellate di C01 eq. Nel 2017 Eni ha investito 9 milioni di euro in progetti di efficienza energetica. Per 112D17l'Jmpegno eéonomlco di Eniln attività di ricerca scientifica e sviluppo tecnologico ammonta a 185 milioni di euro, di cui 72 destinati a investimenti relativi al percorso di decarbonizzazione. Tale investimento si riferisce a: energy transition, bioraffi· nazione, chimica verde, fonti rinnovabili, riduzione delle emissioni ed efficienza energetica. Nel 2017,1a produzione di biocarburanti ha raggiunto il valore di 206 migliaia di tonnellate, massimo stori· co, con un aumento del14% sull'anno precedente.

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" 83 ., :. l 9 /:fof

, Principali indicatori di performance .

. ,
				2017		2016		2015
·' •· .·' , "			Socletl	Socio t~ conaolldato operate Integralmente	Socio t~	Soci et~ consolidate operate fntcgralmontc	l	i Soclet~ Soclet~ l consolido te opero te ; Integralmente
1• ~ ·' ., '	Emissioni dirette di GHG (Scope 1)	(milioni di tonnellate diCO,eql	42,52	27,04	41,46	26,48	42,32	27,12
	di cui: CO,eq da combustione e da processo		32,65	22,61	31,99	22,64	32,22	23,02
~	di cui: co,eq da naring		6,83	3,37	5.40	2,49	5,51	2,47
	di cui: CO,eq da metano lncombusto e da emissioni fuggitive		1,46	0,84	2,40	1,16	2,79	1,34
	di cui: co,aq da venting		1,58	0,23	1,67	0,19	1,80	0,30
	Emissioni di GHG/produzlone lorda di Idrocarburi 100hperata (E&P)	(tonnellate di co,eqttep l	0,162	0,176	0,166	0,163	0,17?	0,190
	Emissioni di GHG/energla elettrica eq. prodotta (EniPower)	(gCO,eqlkWheq)	395	398	398	402	409	413
	Emissioni di GHG/quantit~ lavorate in Ingresso (materie prime e semllavorate l dalle raffinerie	(tonnellate di CO,eqlktl	258	258	278	278	253	253
	Emissioni diffuse e fuggitive di metano UPS	(tonnellate di CH,)	38.819	19.413	72.644	30.331	91.416	36.763
	Volume di Idrocarburi Inviati a naring	(MSm'l	2.283	1.262	1.950	1.112	1.989	1.154
	di cui: di processo		1.556	594	1.530	767	1.564	774
	Consumo di fonti primarie	(milioni di tep)	13,15	9,06	12,52	8,75	12,76	9,02
	Energia primaria acquistata da altre società		0,38	0,33	0,44	0,38	0,38	0,32
	Energia elettrica prodotta da fotovoltaico (EniPowerl	MWh	14.720	14.720	13.527	13.527	13.750	13.750
	Consumi energetici da attività produttive/produzione lorda dildrocarburllOO" operata (EBcP)	(GJ/tep)	1,487	n.d.	1,711	n.d.	1,595	n.d.
	Consumo netto di fonti primarie/energia elettrica eq. Prodotta (EniPower)	(tep/MWheq)	0,162	0,163	0,163	0,164	0,168	0,169
	Energy lntenslty lndex (raffinerie)	("l	109,2	109,2	101,7	101,7	100,3	100,3
	Spesa In RBcS	((milioni)		185		161		176
	di cui: relative alla decarbonizzazione			n		63
	Domande di primo deposito brevettuale	(numero)		27		40		33
	di cui: depositi sulle fonti rlnnovabili			11		12		16
	Produzione di biocarburanti	(migliaia di tonnellate l		206		181		179
	Capacità di biorafllnazlone	(migliaia di tonnellate/anno l		360		360		360

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é Cftl1 MODELLO OPERATIVO

L:eccellenza del Modello operativo di Eni viene perseguita tramite l'impegno costante nella gestione dei rischi e creando opportuni· tà lungo l'intero ciclo delle attività nel rispetto delle persone, dei ^~ diritti umani e dell'ambiente. ~

^~l Persone

Per Eni le persone ricoprono un ruolo Fondamentale nel raggiungi· mento dei risultati aziendali, pertanto il capitale umano è valorizzato, presidiando e sviluppando le competenze necessarie per la crescita delle professionalità e dei mestieri, anche attraverso la creazione di un clima aziendale di collaborazione e partecipazione. A tal proposito Il driver Fondamentale del 2017 è stato la valorizzazione del concetto di squadra rappresentato dal valore del "NOI", per consolidare il già Forte senso di appartenenza che contraddistingue le persone Enl e per Far sl che tutti siano attori consapevoli del processo di trasforma· zione dell'azienda in un mercato in continua evoluzione.

E n l considera la diversità una risorsa per creare valore, da salvaguardare e promuovere sia In azienda sia in tutte le relazioni con gli stakeholder. In relazione alle pari opportunitll Eni pone particolare attenzione alla scelta dei componenti degli organi di amministrazione delle proprie societll controllate, alla promozione di iniziative volte all'attraction a livello nazionale ed internazionale dei talenti Femminili, cosi come allo sviluppo di percorsi di crescita manageriale e professionale per le donne presenti in azienda.

Eni, inoltre, monitora periodicamente, attraverso analisi statistiche, il sostanziale allineamento dei salari della popolazione femminile e maschile a parità di livello di ruolo e anzianità. Effettua anche anali· si statistiche sulla remunerazione del personale locale, da cui emer· ge che i livelli minimi di remunerazione definiti da Eni sono significativamente superiori allivelli minimi dei mercati locali nel principali Paesi di presenza.

In tale ambito Enl partecipa ad Iniziative nazionali ed internazionali (Progetto lnsplrlng Glrls3 , "Manifesto per l'occupazione Femminile4 " di Valore D, WEF', ERT&) con l'obiettivo di arricchire costantemente in un'ottica di parità di genere l propri processi e prassi operative.

Per sviluppare il capitale umano attraverso la valorizzazione delle di· versità e il consolidamento di una cultura sempre più inclusiva Eni ha, inoltre, proseguito nel percorso di sviluppo di politiche in Favore della tutela della genitorialità e della Famiglia, adottando nel 2017 politiche a sostegno della maternità e paternità tese a garantire, in aggiunta agli standard minimi internazionali della Convenzione lnternational la· bour Organization, un periodo di congedo di 10 giorni lavorativi retribuiti al100% ad entrambi i genitori. Inoltre in Italia è stato implementato per i neo genitori con bambini fino ai 3 anni di età, lo smart working, a supporto delle esigenze di conciliazione tra vita lavorativa e familiare. Eni Fonda il proprio modello sull'eccellenza delle competenze delle proprie persone, per questo progetta e realizza percorsi formativi dif· fusi capillarmente e trasversalmente a tutte le persone, progetti per le faf!'llglle professionali e Iniziative specialistiche per attività strategi· che e ad alto contenuto tecnico. La formazione è rivolta a tutte le persone di Eni In tutti i Paesi nei quali la Società opera, dal management

ai neo assunti, al fine di creare valori condivisi e una cultura comune.<._ Eni ha inoltre implementato percorsi di dual career che vedono, ac· canto ai percorsi di sviluppo manageriale, percorsi di eccellenza rivolti alle aree professionali tecniche core.

A supporto dello sviluppo delle proprie persone Enl utilizza diversi strumenti di valutazione, tra i quali l'annua! review e il processo di performance e Feedback, con Focus su dirigenti, quadri e giovanll~u· reati. Nel 2017 1'85% della popolazione target è stato coperto dal p' o· cesso di valutazione di performance e il 95% dal processo di a nn al revlew.lnoltre Forte attenzione è dedicata alla promozione di iniziat e di mobilità per la popolazione manageriale e non, al fine di vaiorizz re al massimo le opportunità di arricchimento e crescita trasversali. In relazione al dialogo con le parti sociali, nel 2017 nell'ambito del Gl · bai Framework Agreement7 sottoscritto a luglio 2016, si è svolto il p i· mo incontro annuale sulla Responsabilità Sociale d'impresa per pre· senta re il Piano Strategico Eni 2017-2020, un focus sull'occupazione, le principali performance e iniziative in tema HSE e l'approccio di Eni ai temi di sostenibilltà. All'incontro hanno partecipato oltre ai rappre· sentanti Eni, la Federazione Sindacale Internazionale lndustriALL Glo· bai Union, le principali organizzazioni sindacali italiane, i componenti del Comitato Ristretto del Comitato Aziendale Europeo e una delega· zione di rappresentanti dei lavoratori delle realtà operative di Ghana, Mozambico e Tunisia. ~in contro, inoltre, è stato anche un momento di confronto e approfondimento sulle diverse realtà sociali e sindacali presenti nei Paesi di provenienza dei rappresentanti dei lavoratori.

Nell'ambito Welfare in Italia, Eni ha implementato il Flexible Benefit, iniziativa che permette di convertire una quota del premio di parte· cipazione in beni e servizi, beneficiando delle relative opportunità fiscali e contributive. Inoltre è srata potenziata l'assistenza sanitaria integrativa In Favore di tutta la popolazione non manageriale, gara n· tendo un incremento del rimborsi e il riconoscimento di nuove pre· stazioni rimborsabili come previsto nel "Protocollo Welfa re• siglato il4 luglio 2017 con le Organizzazioni Sindacali competenti.

Inoltre Eni considera la tutela della salute un requisito fondamen· tale e promuove il benessere fisico, psicologico e sociale delle sue persone, delle loro famiglie e delle comunità dei Paesi in cui opera. ~impegno è assicurato da un sistema normativa e di gestione delle attività di medicina del lavoro, igiene industriale, pram<lil'one ae11a...._ salute dei lavoratori e delle comunità, assistenza .slni ta a, &.~~ · ,,. . ' ^l• . .. , . . . ·' . . delle emergenze mediche e medicina del vlagg~tore. ln) ~r · lar_~. · · nel 2017 è proseguito l'impegno attraverso: lfl il pr~~~s . d_i ldé~- .: . _. , tificazione, monitoraggio e controllo dei rischillavora·t' ' , a9ch~ (1.9n_ ~)l J · specificatamente normati in stretto colle m\Q~o o,~· ~r'~~~-s t\~,; · industriale e di sorveglianza sanitaria; (ii la vai a~io~~è'~-~L~mp~:r;:/ ;:-," · to sanitario dell'attività industriale sulle omu tà Ì() li~ -1 idifnti l f "'t fi"ii \"a J'

( 41 Ooeumonto programmatlco per valorlt ure Il talento femminile In alienda promosso da Valore O e patrocinato do Ila presldenn Italiano del G7 e dal Dipartimento per le Pari Oppor· tun lt 6 del Consig lio del Ministri della Pr11idonza Italiana. v

(SI Wor ld Economie Forum.

\O 1 (61 European Round Tablo. \l(_/

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^{( 31} Progeno lnternnlonale contro gli stereotlplsulle donne.

⁽ 71 Accordo quadro globale sulle Relatlonllndustrlali a livello lntcrnazlonole e sulla Responso bllit~ Sociale d'Imprua.

zione delle misure di mitigazione per i progetti in fase di sviluppo e di operation; (iii) la valorizzazione di strumenti a sostegno dello sviluppo socioeconomico delle comunità locali in linea con le opportunità di business; (iv) l'attuazione del programma di standardizzazione delle infrastrutture sanitarie aziendali.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2017 la focalizzazione delle attività su aree strategiche, come quelle nel settore E&P in Mozambico, Messico ed Egitto e nel settore G&P in Francia e la cessione della Società Eni G&P in Belgio hanno portato ad una riduzione del numero di dipendenti dell'1,6%. Nono· stante al di fuori dell'italia si registri una riduzione di 36? risorse locali rispetto all'anno precedente, l'incidenza percentuale delle risorse iocali sul"totaie occupazione estero" cresce rispetto al 2016 passando dall'8~,7% all'85,4%. Complessivamente, nel 2017 sono state effettuate 1.234 assunzioni di cui 992 con contratti a tempo Indeterminato. Oi queste, Il 24,7% ha riguardato il personale femminile e circa 1'81% ha interessato risorse sotto i 40 anni di età. Sono state altresl effet· tuate 1.518 risoluzioni di cui 1.312 di risorse con contratto a tempo indeterminato, con una Incidenza di personale femminile pari al 20,8%.1131,2% delle risorse con contratto a tempo Indeterminato che hanno risolto il rapporto di lavoro nel 2017 aveva età inferiore a 40 anni. In Italia sono state effettuate 543 assunzioni di cui 424 a tempo indeterminato (di cui il 21,9% di donne, in crescita rispetto al 2016, anno in cui le assunzioni di donne avevano rappresentato il 20,1% del totale); si registra un aumento di personale occupato in particolare per la fascia d'età più giovane ( 18-24) principalmente a fronte degli inserimenti di personale operativo effettuati su siti industriali in Italia tra cui Viggiano, Livorno, Sannazzaro, Mantova e Ferrara. In Italia, nel 2017 si registra la sostanziale stabilità del numero delle risoluzioni ( 499 di cui 408 a tempo indeterminato di cui il 16,7% di donne) e la marginale riduzione dell'occupazione complessiva.

All'estero sono state effettuate 691 assunzioni di cui 568 a tempo indeterminato (di cui ii 26,8% di donne) con ii 72,9% di risorse con età Inferiore a 40 anni. Sono stati risolti 1.019 rapporti di lavoro di cui 904 a tempo indeterminato. Di questi, il 35,8% ha riguardato risorse

con età inferiore a 40 anni, e Il 22,7% ha riguardato personale femminile. Gli inserimenti all'estero, hanno riguardato, per circa il60%, le aree di business E&P (Congo, Angola, Ghana, Indonesia e Norvegia) e il business G&P (Francia, Inghilterra e Ungheria), sia per sviluppare e sostenere le nuove iniziative, sia per favorire ii turnover.

A fine 2017 le donne in Eni sono 7.580 (23,54% dell'occupazione complessiva Eni), di cui 4.920 in Italia e 2.660 all'estero. Si è inoltre registrato un aumento della percentuale di donne che ricoprono po· sizioni di responsabilità (dirigenti e quadri). attestandosi a124,86% rispetto al 24,06% del 2016. Anche negli organi di amministrazione delle società di Eni la presenza femminile è in aumento rispetto al 2016, passando dal 27% al 32%, mentre negli organi di controllo la presenza femminile si mantiene stabile, confermando la percentuale del 37%. t:età media delle persone Eni nel mondo è di 45,3 anni ( 46,5 in Italia e 43,2 all'estero) con un incremento dell'età media di 0,5 anni rispetto al2016.

Se analizziamo ìl dato suddiviso per categoria professionale ( qualifica), si rileva che l'età media delle risorse in posizioni di responsabili· tà (dirigenti e quadri) è di 49 anni (50 in Italia e 46,8 all'estero). Per quanto riguarda il personale impiegatizio l'età media si attesta a 44,2 anni ( 45,8 in Italia e 41,5 all'estero), mentre per il personale operaio a 41,7 anni (40,5 Italia e 43 all'estero).

Nel 2017 si rileva un Incremento delle ore di formazione del 19" ri· spetto al2016. Questo è dovuto principalmente all'aumento di iniziative di "digitallearning", in linea con le nuove frontiere metodologiche della formazione, attraverso una piattaforma integrata di distance learning, a disposiz!one per tutti i dipendenti.

In merito alle relazioni industriali, Il periodo minimo di preavviso per modifiche operative è in linea con quanto previsto dalle leggi vigenti e dagli accordi sindacali sottoscritti nei singoli Paesi in cui Eni opera. Per quanto riguarda le malattie professionali, sia relative ai dipenden· ti sia ex dipendenti, nel corso del 2017, si registra una diminuzione di circa il 10% che ha riguardato prevalentemente l'estero. Il numero totale, sia relativo ai dipendenti sia ex dipendenti, delle malattie de· nuociate è passato da 133 a 120, delle quali 12 relative a personale attualmente impiegato ( 5 in Italia e 7 all'estero).

DlpendentJI•I di cui: donne Italia Estero fascia d'elll18·24 fascia d'eli! 25·39 fascia d'età 40·54 fascia d'età over 55 Oipencjenll all'estero locali Dipendenti per categoria professionale: Olrlgenll Oua.drl Impiegati Operai O lpendenti a tempo lndetermlnatòl•l Dipendenti a lempo determinatol•l 2017 2016 2015 (numero] 32.195 32.733 33.389 7.580 7.607 7.862 20.468 20.476 20.447 11.727 12.257 12.942 364 289 447 9.761 10.622 11.436 15.022 15.281 15.677 7.048 6.541 5.829 10.010 10.377 10.938 990 1.000 1.036 9.043 9.135 9.185 16.600 16.842 17.519 5.562 5.756 5.649 31.609 32.299 32.686 586 434 703 31.612 32.139 32.697 ~ip_en~~~!u~I ~!":J.! -·· ,_ .. .. ..... _ .... ..... ··-·- ·-···- ······-· ··-·· ·-·· .. - _ . ··~ .... ...... -·· . ··-··- .. _,_ ... ·-·· -·· __ ... -·· ··-· .. ······- - .............. ·----·-····· ·--·---

Principali indicatori di performance

•

( a)l dali differiscono rlspeno a quelli pubblicall nella Relulone Flnanllarla, all'Interno del Profilo dell'anno perché comprendono le sole società consolidate integralmente.

lb) La suddivisione dei contranlatempo delerminato/indorermlnaro non varia significativamente por genere e per area geografica ad eccezione dell'Asia e deii'.Arrlca dovei n Cina ed alcuni Paesi Africani (como ad esempio Mozambico o Nigeria ) prassi lo cale inserire risorse a tempo detormlnato per poi Sl>blllzurle noll'>rco dil-3 o nn l .

					"· ~ -:.;
segue Principali Indicatori di performance					<• "
		2017	2016	2015
Dipendenti part-tlmel•l	(numero)	583	594	692
Assunzioni a tempo Indeterminato		992	663
Risoluzioni da contratto a tempo Indeterminato		1.312	1.417
Senlor manager e manager locali all'estero	(~)	15,68	16,06	15,95
Ore di formazione	(numero)	1.111.112	930.345	1.079.634
Ore di formazione per categoria professionale:
Oirleemi		32.005	28.152	24.212
Ouadri		319.615	218.342	288.090
Impiegati		580.864	526.538	553.075

(")

!~.~~:! ~.i.~!9.~.~!:.~ ~! '!.I~.~~~!~.P.~~r.~:.~ ~~!:'.~ '~l?'!:~L ..... ·-··-· ......................... ·-· ···-.. ·····-···········-· __ ·-·--·-........... .E!~o_ ................. 0,2~_ ............ .•. ~!~- . (c) SI evidenzia una percentuale l~ elevata di donne (71 sul totale delle donne) sul contratti p an ti me, rispetto agli uomini (0,201 sul totale degli uomini).

Presenza donne negli organi di controiiol•l 37 37 34 Tasso di assenteismo il alia 5,49 5,73 5,35 Dipendenti coperti da contrattazione collettiva (numero) 27.325 27.758 27.245

(d) Por l'utero sono state considerate solo le società In cui opera un organo di controllo assimilabile al Collegio Sindacale italiano.

~ l Sicurezza

Presenza donne negli organi di amministrazione

Oirleemi Ouadri Impiegati Operai

Eni considera la sicurezza delle persone un tema prioritario e attiva tutte le azioni necessarie per azzerare gli infortuni, tra cui: formazione, sviluppo di competenze e promozione della cultura della sicurezza. Ne120 17 sono stati organizzati incontri per sensibilizzare i lavoratori sulle lesson learned relative ad infortuni accaduti in azienda (es. progetto "lnside Lesson learned" e "Eni in Safety 2"), Safety Day locali e Road Show nei si ti Industriali in Italia e all'este· ro, durante i quali il top management ha Incontrato dipendenti e contrattisti per condividere risultati, obiettivi e nuovi progetti sulla sicurezza. Eni ha intensificato anche l'attenzione alla cultura della sicurezza di processo sviluppando un sistema di gestione specifì· co, in linea con gli standard Internazionali, Implementato presso i siti operativi e monitorato tramite audi t dedicati.

In tema di preparazione e risposta alle emergenze, Eni pianifica ed attua delle esercitazioni di emergenza, coinvolgendo tutte le funzioni interessate, dalle squadre d'intervento ai contrattistl specla· lizza ti, alle autorità competenti fino ai vertici aziendali. Particolare attenzione è rivolta allo sviluppo di sistemi di allenamento, alla tempestività di diffusione delle informative tramite nussi semplificati ed allo studio sugli scenari di rischio naturale che possono interaglre con i propri business.

Principali indicatori di performance

Nel2017 è stato introdotto un nuovo oblettivo, ll SIR (Severlty In· cident Rate), che calcola la frequenza di infortuni totali registra· bili rispetto al numero di ore lavorate, tenendo conto del livello di gravità dell'incìdente, sulla base dei giorni di assenza dal lavoro.

178.628 32 157.313 27 214.257 26

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2017 è proseguita in modo significativo la riduzione dell'indice di frequenza di Infortuni totali registrablll della forza lavoro ( -6,8% rispetto al2016) per il contributo sia del dipendenti (·17,2%) sia dei contrattlstl (-2%). Si è verificato rtunio mortale ad un contrat· tista in Egitto a causa di una scossa elettrica dovuta a un contatto accidentale con parti in tensione.

Nel 2017 il numero degli Infortuni con giorni di assenza (LTI) in Italia è aumentato (36 eventi rispetto ai 30 del 2016) con peggioramento degli Indici infortunlstlci ( +17,4" per l'Indice di frequenza e +24% per l'indice di frequenza infortuni totali registrabili) mentre all'estero gli indici sono diminuiti sensibilmente (-22,2" per l'Indice di freque nza e -17,9% per l'Indice di frequenza infortuni totali registrabili). L'indice di gravità infortuni della forza lavoro ha registrato un aumento del 10,3% (+2,5% in Italia, +37,1% all'estero).

		2017		2016		2015
		Soclot~	Socio t~ contolldttt oparoto lnto&rolmento	Soclot~ '	; Sotlet~ ; consolidate : oper~te i lntegr lme~t~_!
Indice di frequenza infortuni (LTiF)	(Infortuni con ·giorni di assenza/ore lavorate) x 1.000.000	0,21	0,30	0,23	0,26
dipendenti		0,27	0.40	0,30	0,37
contrattlstl		0,19	0,25	0,19	0,20
Indice di frequenza Infortuni totali registrabill (TRIR)	(Infortuni totali reglstrabill/ore lavorate) x 1.000.000	0,33	0.45	0,35
dipendenti		0,30	0.44	0,36
contrattisti		0,34	0,46	0,35
Indice di gravità infortuni	(giorni di assenza/ore lavorate) x 1.000	0,011	0,017	O,otO	o,	0,009 0,010
dipendenti		0,019	0,029	0,017	0,024	0,012 0,014
contrattistl		0,008	0,011	0,007	0,008	0,008 0,007
~~ r ~J s. _____ -·· ·-· ---·-···-·	···-·-··· J'l~~e.~~L !:5~~ -				Jo!.~.- ••. !"'! •• J~-v
						-·!3~0	-

$83192 + 11$

Se | Rispetto per l'ambiente

Eni, operando in contesti geografici molto differenti che richiedono valutazioni specifiche degli aspetti ambientali, è impegnata a potenziare il controllo e il monitoraggio delle attività al fine di contenere gli impatti sull'ambiente attraverso l'adozione di best practice internazionali e di Best Available Technology. Particolare attenzione è rivolta all'uso efficiente delle risorse naturali, come l'acqua; alla riduzione di oil spill, operativi e da effrazione; alla gestione dei rifiuti attraverso la tracciabilità del processo e il controllo di tutta la filiera; al rispetto della biodiversità, dalle prime fasi esplorative fino al termine del ciclo progettuale. Il percorso di transizione verso un'economia circolare, in cui il prelievo di risorse dall'ambiente e lo smaltimento dei rifiuti siano minimizzati, coinvolge diversi ambiti e rappresenta per Eni una sfida e un'opportunità, in termini sia di redditività che di miglioramento delle prestazioni ambientali, Alcune aree di Eni hanno già iniziato ad aggiornare i modelli di business producendo energia rinnovabile e/o utilizzando nei processi materia recuperata o rinnovabile (Energy Solutions, Green Refinery e Green Chemistry]. A queste si affiancano i più tradizionali programmi di efficienza energetica ed idrica in tutti i settori di business, nonché i progetti di flaring down e di riduzione delle perdite di metano con i conseguenti risparmi di gas naturale. Ulteriori ambiti sono la gestione degli asset da dismettere, attraverso progetti di conversione, riqualificazione, recupero e l'applicazione della bonifica sostenibile. Inoltre l'adozione sempre più estesa di strumenti gestionali, quali il green procurement e le soluzioni ICT (es. videoconferenze, telelavoro, smart working, dematerializzazione) promuovono la diffusione della cultura della circolarità in Eni ed anche oltre i confini aziendali.

In tale contesto, proseguono le iniziative di riduzione degli impatti in aree a stress idrico e di riduzione dei prelievi di acqua dolce e, in particolare nel settore upstream, i progetti di accesso all'acqua per le popolazioni dove Eni opera. In Italia Eni è impegnata nell'aumentare, nell'arco del piano quadriennale, la quota di acqua di falda bonificata da Syndial e riutilizzata per scopi civili o industriali, nell'avviare iniziative e valutazioni per l'utilizzo di acque di bassa qualità, in sostituzione di acqua dolce, e nella diminuzione dell'intensità idrica delle produzioni. Particolare attenzione sarà dedicata alla gestione delle acque presso il Centro Olio Val d'Agri (COVA) di Viggiano, grazie anche a progetti per l'impiego di tecnologie innovative per il trattamento delle acque di produzione. Nel 2017 è stato progettato e realizzato il Blue Water Project: un processo di trattamento innovativo delle acque di produzione, che porta a un loro riutilizzo per scopi industriali. L'impianto pilota mobile e modulare è costituito da

più unità di piccole dimensioni assemblabili. Gli elementi acquisiti dal progetto pilota hanno consentito di accertare l'efficacia della tecnologia utilizzata e di sviluppare un progetto esecutivo su scala industriale per la realizzazione di un impianto fisso di trattamento delle acque di produzione del COVA.

La strategia Eni di riduzione degli oil spill, operativi o effrattivi, consiste in azioni sempre più integrate su tutti i piani di intervento, da

quello amministrativo a quello tecnico di prevenzione, controllo e qualità/rapidità. In Italia è stato sperimentato il brevetto E-VPMS (Eni Vibroacustic Pipeline Monitoring System), sistema che impiega sensori di onde vibro acustiche per rilevare possibili mal funzionamenti che, data la sua efficacia, a fine 2017 è stato applicato anche in Nigeria (35 km installati). In corso di sviluppo l'evolutiva per rilevare vibrazioni da scavo nel terreno e anticipare l'intervento prima dell'effrazione della condotta. Nel 2017, è stata anche completata l'installazione sulla rete carburanti R&M del tool SSPS (Safety Security Pipeline System] per la rilevazione di perdite operative. In Nigeria, si sono intensificate le attività di monitoraggio degli spill: sorveglianza diretta del 50%, grazie anche al supporto delle comunità, l'uso di elicotteri (+46% vs. 2016) e droni per la sorveglianza degli asset, nonché l'installazione di protezioni meccaniche, Infine grazie all'analisi di rischio dei territori attraversati dalle pipeline, si è in grado di individuare i punti di maggiore attenzione sui quali strutturare in anticipo i possibili interventi di contenimento. L'impegno di Eni su Biodiversità e Servizi Ecosistemici (BES) è parte integrante della politica di sostenibilità aziendale e del Sistema di Gestione Integrato HSE a conferma della consapevolezza dei rischi sull'ambiente naturale derivanti dai propri siti e attività. Nel 2017 è stata aggiornata la Policy BES^® per allinearla all'evoluzione dell'approccio gestionale e sono state identificate tra le concessioni Eni internazionali e nazionali in sfruttamento (operate o in joint venture), quelle che anche parzialmente si sovrappongono ad aree protette⁹ e/o siti prioritari per la conservazione della biodiversità¹⁰. In questi siti Eni sta gestendo efficacemente l'esposizione al rischio biodiversità attraverso l'implementazione

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

di piani di mitigazione specifici per i contesti ambientali.

Nel 2017 i prelievi idrici totali sono diminuiti del 3,5% rispetto al 2016. Continua il trend di diminuzione dei prelievi di acque dolci (-7,9% vs. 2016), grazie principalmente all'aumento del riciclo dell'acqua industriale nel petrolchimico di Mantova. Solo l'8% dei prelievi di acqua dolce sono riferiti al settore upstream. La percentuale di riutilizzo delle acque dolci ha raggiunto l'86%. Inoltre, sebbene i prelievi E&P siano localizzati per oltre il 50% in Paesi a stress idrico, solo il 5% dei prelievi di acqua dolce si collocano in queste aree. Nei siti a maggior consumo vengono implementati Piani Locali di gestione delle acque.

I barili sversati a seguito di oil spill operativi (per oltre il 90% riconducibili al settore E&P) sono aumentati rispetto al 2016 principalmente a causa di una perdita ad un serbatoio di stoccaggio greggio del Centro Olio Val D'Agri riscontrata ad inizio febbraio; a fine 2017 sono stati recuperati oltre 2.400 barili di prodotto, la quasi totalità dello sversato. Per quanto riguarda gli eventi da sabotaggio, nel 2017 si è registrata una diminuzione del numero di eventi [-35% vs. 2016) e del volume sversato (-31% vs. 2016); gli spill maggiori di un barile hanno riguardato esclusivamente le attività upstream in Nigeria. I barili sversati a seguito di chemical spill sono riconducibili alle attività E&P in Norvegia.

^[8] Approvata da AD e pubblicata nel 2018 sul sito Eni https://www.eni.com/docs/it IT/eni-com/sostenibilita/Biodiversita-Eni-e-servizi-ecosistemici.pdf. [9] Fonte: World Database of Protected Areas, febbraio 2016.

^{(10) (}Key Biodiversity Areas): M'Boundi (Congo); Villano BLK10 (Ecuador); Ashrafi Development area, Belayim Land (Sinai) DL, Ekma (Sinai) DL, Feiran (Sinai) DL, Ras Gharra (Sinai) DL, Teiran (Sinai) D. (Egitto); Sanga-Sanga (Indonesia); Zubair (Iraq); OML 60, 61 e 63 (Nigeria); Concessioni in DICS, DIME e EniMed (Italia); Bhit, Badhra e Kadanwari (Pakistan); Block 110/14c Lennox Field, Block 110/15a all, Block 48/30a all, Block 52/4a all, Block 52/5a all (Inghilterra); Nikaitchuq (Stati Uniti) - l'elaborazione 2017 dei dati relativi al 2016.

^l/ .. / .. l l ' . l

l rifiuti da attività produttive generati da Enl nel 2017 sono in aumento del70% rispetto al 2016 sia per il contributo dei pericolosi (più che raddoppiati) che dei non pericolosi (+30%). 11 trend in crescita è ricondu· cibile all'aumento significativo dei rifiuti pericolosi da attività di drilling legati all'attività di perforazione, completamento e work aver per l'avvio del progetto Zohr. Nel 2017 il 7% dei rifiuti pericolosi smaltiti da Eni è stato recuperato/riciclato, il 2% ha subito un trattamento chimico/fisico, il44% è stato incenerito, il2% è stato smaltito in discarica mentre il rimanente 45% è stato Inviato ad altro tipo di smaltimento (incluso il conferimento a impianti di stoccaggid temporaneo prima dello smal·

timento definitivo). Per quanto riguarda i rifiuti non pericolosi,l'11% è stato recuperato/riciclato, il3% ha subito un trattamento chimico/lisi· co,lo 0,4% è stato incenerito, l'H% è stato smaltito in discarica mentre il rimanente 75% è stato inviato ad altro tipo di smaltimento [incluso il conferimento a impianti di stoccaggio temporaneo prima dello smalti· mento definitivo].

Nel2017 sono state generate complessivamente 4,8 milioni di tonnel· late di rifiuti da attività di bonifica (di cui 4,1 milioni di tonnellate d~ Syndlal], costituite per 1170% circa da acque di fa lda. Sempre ne1201 sono stati spesi 260 milioni di euro in attività di bonifica suolo e fald -

Principali indicatori di performance

			2017		2016		2015
		Soclot•	Soclot• conoolldato operato lntogrolmonto	Soclot• ~	r Soclot• i ! consolldott j optra ~ lntegtolm_tnte 1	Soclot•	i consoUd Soci • o 1 J op•.r•tt l lnt~~ralme ~ ~ j	f (
Prelievi Idrici totali	(mlllonldimetricubl)	1.786	1.746	1.851	1.816	1.804	1.76
di cui: acqua di mare		1.650	1.638	1.710	1.697	1.634	1.62
di cui: acqua dolce		119	106	129	117	157	144
di cui: prelevata da acque superficiali		79	70	87	78	105	96
di cui: prelevata da sottosuolo		20	17	23	20	25	22
di cui: prelevata da acquedotto o cisterna		10	9	9	9	7	6
di cui: acqua da TAfl•l utilizzata nel ciclo produuivo		4	4	3	3	3	3
di cui: prelievi da altri stream		6	6	7	7	17	17
di cui: acqua salmastra proveniente da sottosuolo o superficie		16		12	2	13	o
Acqua di formazione reinleuata	(")	59	45	58	42	56	40
Oil splll operativi
Numero totale di oilsplll (> 1 barile)	[numero)	55	24	85	44	83	56
Volume di oli splll [ > l barile)	(barili)	3.228	2.954	1.231	724	1.634	1.223
Oil spill da sabotaggi [Inclusi furti)
Numero totale di o il spill [ > 1 barile J	(numero)	102	102	158	158	167	167
Volume di ollsplll ( > l barile)	(barili)	3.236	3.236	4.682	4.682	14.847	14.847
Chemicalsplll
Numero totale di chemical splll	(numtro)	17	15	24	24	43	41
Volume di chemicalspili	(barili)	63	so	18	18	1.211	769
Rifiuti da aulvhà produuive generati	(tonnellate)	1.364.157	830.898	804.865		562.087 1.230.364	923.478
di cui: pericolosi		650.308	306.017	256.813	177.355	323.078	208.441
di cui: non pericolosi		713.849	524.881	548.052	384.733	907.286	715.037
Emissioni di N01 (ossidi di azoto)	(tonnellate di NO, e q)	55.607	30.799	56.003	32.054	70.346	42.300
Emissioni di SO, (ossidi di zolfo)	(tonnellate diSO,eq)	8.368	6.727	8.946	5.492	10.707	8.613
Emissioni di NMVOC (Non Methan Volatile Organlc Compounds)	(tonnellate)	21.498	13,439	15.944	9.228	20.559	13.007
~i~~~~~~ ~~ ~S.~ ~~~t_Ic~.!~~~ -~~-~ ~~o.:~~!le.! ·- ·· __ ··- _ ~:~~~ _ ~~~ -- -·-- !: ~~~-					737	1.823	.--- 1:0
(o) TAF: Trattamento dello o equo di (oldo.						-•. ·--·- ~ r. _ /'	·- .

8 3 1 9 2 {t.A3.

^~l Diritti umani

Eni si impegna a rispettare gli standard internazionali In materia di diritti umani, a partire dagli UN Guiding Principles o n Business and Human Rlghts, in un'ottica di miglioramento continuo del suo sistema di due diligence. l diritti umani rientrano tra le materie su cui Il Comitato Sostenlbllità e Scenari di Eni svolge funzioni propositive e consultive nei confronti del Consiglio di Amministrazione.

Nel 2016 Eni ha avviato un programma di sensibilizzazione specifico iniziato con l'evento presieduto dall'AD, "Raising owareness on humon rights in éni's activitles", rivolto al senior management dell'Azienda. A seguire è stato implementato un corso di formazione e-learning per le persone di Enl, sviluppato con il Danish lnstitute for Human Rights.

Nel 2017 Eni ha istituito un Gruppo di Lavoro "Business e diritti umani", in cui sono state coinvolte tutte le funzioni aziendali maggiormente interessate al tema, tra cui la Security, il Procurement, le Risorse Umane e le linee di business, finalizzato a identificare eventuali aree di miglioramento rispetto al principali standard e bes t practice int"ernazionali.

Il tema del rispetto del diritti umani è integrato a vari livelli nei processi aziendali ed Eni monitora il rischio di eventuali violazioni con strumenti specifici quali, ad esempio, il modello di Risk Management Integrato (RMI). Nel modello RMI di Eni le tematlche relative ai diritti umani sono (i) considerate nel risk mode!, ovvero nel catalogo dei rischi Eni sottoposto ad aggiornamento periodico a seguito dei risultati del risk assessment e (ii) sono inteerate nella valutazione dei rischi Eni in termini di metriche di impatto sociale, ambientale, salute e sicurezza.

Al fine di evitare comportamenti lesivi e individuare aree di intervento per contribuire a migliorare l'accesso al diritti fondamentali nelle comunità locali, l diritti umani sono considerati sin dalle prime fasi di valutazione di fattibilità dei nuovi progetti, attraverso studi Integrati di Impatto ambientale, sociale e di salute relativi alle attività (ESHIA - Environmental Social and Health lmpact Assessment) e assessement specifici denominati HRIA (Human Rights lmpact Assessment), come quello svolto in Myanmar. Tale assessment, svolto nell'area del Blocco RSF 5, nella regione di Magway, ha analizzato preventivamente i potenziali impatti sui diritti umani relativi alle attività di esplorazione e identificato idonee misure di gestione. l punti di attenzione hanno riguardato l'approccio con le comunità locali coinvolte nel progetto per via dell'accesso temporaneo nei loro territori e il trattamento dei lavoratori locali assunti da sub-contractors locali {per approfondimenti su ISO 26000 e sui diritti umani, incluso l'accesso ai remedy tramite grievance mecha· nlsm si veda il paragrafo Modello di cooperazione}.

Inoltre, al fine di salvaguardare le proprie persone e l propri asse t, Eni svolge le attività di security adottando misure preventive e difensive nel rispetto dei principi internazionali, in conformità con l Voluntary Principles on Security 8c Human Rights e svolgendo iniziative specifiche, quali workshop rivolti alle forze di sicurezza pubbliche e private e corsi di approfondimento per il personale di Securlty di tni.

Dal2006, Eni si è dotata di una procedura11, tra gli Strumenti Normativi Anti-Corruzione, che regola il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni1 l ricevute da terzi o dipendenti, Inviate o trasmesse, anche in fo rma confidenziale o anonima. Le azioni per contrastare le forme di moderna schiavitù e la tratta di esseri umani nella propria catena di fornitura sono approfondite nello Slavery Statement, approvato dal Consiglio di Amministrazione, in conformità alla normativa inglese Modern Slavery Act 2015. Eni, inoltre, persegue l'obiettivo di impedire lo sfruttamento di minerali che finanziano o sostengono la violazione dei diritti umani, come riportato nella Posizione sui "Connict minerals" in adempimento alla normativa della US SEC. Inoltre dal

2008 ad oggi, sono stati eseguiti da Eni SpA e dalle controllate 172 Assessment sul diritti umani rivolti a fornitori di Eni presso 14 realtà e sono state formate 41 persone con la qualifica di Auditor SA8000 [per tutte le attività di Eni verso la propria catena di fornitura si veda paragrafo Fornitori}.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Ne12017 è proseguita la campagna di formazione e-learnlngspecifica sui diritti umani che, ad integrazione delle circa 22.000 persone coinvolte nel2016 in tutti l Paesi nei quali Eni opera, ha riguardato ulteriori 1.800 persone. Nel 2017 sono inoltre stati progettati 3 moduli di approfondimento delle tematiche afferenti i diritti umani negli ambiti Risorse Umane, Rapporti con Il Territorio e Security, quest'ultimo già in corso di erogazione da fine 2017. In materia di Security, nel2017 Eni ha continuato le azioni specifiche già avviate, quali l'inserimento e il monitoraggio dell'applicazione di clausole di condotta finalizzate al rispetto dei diritti umani all'interno dei contratti conclusi con i fornitori di servizi di Security. Nel 2017 è proseguito il programma di formazione ed Informazione In materia di Security 8c Human Rights attraverso l'organizzazione e la realizzazione di un progetto formativo in Nigeria, rivolto al top management di Eni, ad Ufficiali Superiori delle Forze di Sicurezza Pubblica e alle Forze di Sicurezza. Dal 2009 ad oggi sono state realizzate sessioni formative in Italia, Egitto, Nigeria, Pakistan, Iraq, Congo, Angola, Indonesia, Algeria, Mozambico, Kenya, Venezuela ed Ecuador. Per quanto concerne le segnalazloni, nel2017 è stata completata l'istruttoria su B3 fascicoli, di cui 29 includevano tematiche afferenti i diritti umani, principalmente relativi a potenziali impatti sui diritti dei lavoratori. Tra queste sono state verificate 32 asserzioni: solo per 3 sono stati confermati, almeno in parte, i fatti segnalati e sono state intraprese azioni per mitigarne e/o minimizzarne gli impatti tra cui: (i) azioni sul Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi, relativi a implementazione e rafforzamento di controlli in essere, aggiornamento di standard contrattuali e Interventi di sensibilizzazlone con riferimento a partner commerciali; e (ii) azioni verso dipendenti, con provvedimenti disciplinari, secondo il Modello 231 e il contratto collettivo di lavoro e le altre norme nazionali applicabili. A fine anno risultano ancora aperti 19 fascicoli, in 5 dei quali sono richiamate tematiche relative ai diritti umani, riguardanti in particolare potenziali impatti sui diritti dei lavoratori.

⁽ u) Secondo glladempimcnd previsti dal Sarbonts·O•Ioy ACl del ZOOZ, dal Modello di organluatlono, gesllone e controllo u O.lgs. n. 231 deiZOOle dalla MSG Anli·Cornnlone di Eni SpA. ( 1 2 J Per segnalatlone si Intende qualsiasi comunlcatlone rlcew1a da Enl, avon10 ad oggeno compollamenti (di qualsivoglia natura, anche mcramente omlssivl) rireriblllal pe11onalo Eni o a T mi poSI l In essere In violnlonc (i) del Codice Etico, (Il) dileggi o regolomentl o provvedimenti rAutorit~ o normative inter~q o comunque idonei ad 111ecare danno o pregiudizio, anche solo d'Immagine, ad Enl.



Principali indicatori di performance
		2017	2016
Ore dedicate a formazione sul diritti umani	(numero)	7.805	88.874
Dipendenti che hanno ricevuto formazione sui diritti umani		1.836	21.682
Forze di sicureua che hanno ricevuto formazione sui diritti umani		3081•1	53
Personale di security (famiglia professionale) che ha ricevuto formazione sul dlrlul umani'''	(%)	88	03
		88	91
	(numero)	29 (32)	36
		3	11
		9	6

hl Fornitori

Eni adotta criteri di qualifica e selezione dei fornitori per valutar· ne la capacità di soddisfare gli standard aziendali in materia di affidabilità etica, salute, sicurezza, tutela dell'ambiente e dei diritti umani. Eni realizza tale impegno promuovendo presso i for· nltorll propri valori e coinvolgendoli nel processo di prevenzione dei rischi. A tal fine, nell'ambito del proprio processo di Procurement, Enl: [i) sottopone tutti l fornitori a processi di qualifica e due diligence per verificarne professionalità, capacità tecnica, affidabilità etica, economica e finanziaria e per minimizzare i rischi insiti nell'operare con terzi; [il) richiede a tutti i fornitori un formale impegno al rispetto dei principi del proprio Codice Etlcoll; [iii) monitora il rispetto di tali impegni, per assicurare il mantenimento da parte dei fornitori di Eni dei requisiti di qualifi ca nel tempo; (iv) qualora emergano criticità richiede l'imple· mentazione di azioni di miglioramento dei loro modelli operativi o qualora non soddisfino gli standard minimi di accettabilità, ne limita o inibisce l'invito a gare.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del2017, oltre 5.000 fornitori (tra cui tutti i nuovi) sono stati oggetto di verifica e valutazione con riferimento a tematlche di sostenibilità [i.e. salute, sicurezza, ambiente, diritti umani, anti-corruzione, compliance). Per il 24% di questi fornitori sono state rilevate potenziali criticità e/o possibili aree di miglioramento, tali comunque da non compromettere, nel 95% del casi, la possibilità di farvi ricorso, mentre per il restante 5% dei fornitori oggetto di verifica le criticità rilevate hanno invece comportato l'interruzione pro-tempore dei rapporti con E n i. Nel20 17 sono infatti state rilevate criticità e/o aree di miglioramento14 su 1.248 fornitori' S. di cui per 65 la valutazione in fase di qualifica ha avuto esito negativo (l.e. non qualifica) oppure per cui Eni ha emesso un provvedimento di sospensione o revoca della qualifica; Il dato 2017 relativo ai fornitori con cui sono stati interrotti i rapporti, in calo rispetto agli anni precedenti, riflette il minor numero di inchieste per illecito che hanno interessato fornitori Eni nel corso dell'anno.

Principali Indicatori di performance

	(numero)	2017	2016	2015
Numero fornitori oggetto di assessment con riferimento ad aspetti nell'ambito della responsabilità sociale		5.055	5.171	5.114
di cui: numero fornitori con criticità/aree di miglioramento		1.248	1.336
~~i~~~ ~~ ~~~ ~~~~ ~~~~~~~~!a~po~!~ ·-· ·····-- --. . ·- ·-·-- _ - · ~~=~~.n ~~~~	.	65	131

[ 13] Ouali tutela o promozione del diritti umani, rispetto di Slandard di lavoro sicuri, salvaguardia delramblente, contrasto allo corruzione, osservanti dileggi e regolament~ lntegrit• etica e corretletta nelle relotlonl, rispetto delle norme anliuust e di concorrenu iealt.

(14) fornitori ouello di assessment su cui sono state rilevate crilicit~ [con conseguontc richiesta dllmplemcntotlono di plani di miglioramento] su tcmatlchc HSE o diritti umonl durante li pro• cesso di qualifica o rossessment Human Rights oppure sul quali Enl ha preso un provvedlmentoostativo [monitor aggio, stato dlattMtlone con nullaosta, sospensione o revoca della qualllka). [15) Il fone Incremento trall2015 ed il2016llegato alla maggiore profondità dello verifiche condotte.

$83192 + 15$

∭ | Trasparenza e lotta alla corruzione

Il ripudio della corruzione è uno dei principi etici fondamentali del Codice di comportamento di Eni fin dal 1998, ribadito nelle successive revisioni del Codice Etico - diffuso a tutti i dipendenti in fase di assunzione - e del Modello 231. Eni ha inoltre progettato e sviluppato il Compliance Program Anti-Corruzione, con specifiche Linee Guida Anti-Corruzione, nel rispetto delle vigenti disposizioni applicabili, delle convenzioni internazionali e tenendo conto di guidance e best practice, oltre che delle policu adottate da primarie organizzazioni internazionali. Si tratta di un sistema organico di regole e controlli volto a prevenire pratiche corruttive. Tutte le società controllate di Eni, in Italia e all'estero, sono obbligate ad adottare, con delibera del proprio Consiglio di Amministrazione¹⁶, sia la MSG¹⁷ che tutti gli altri strumenti normativi anti-corruzione emessi dalla controllante.

Il Compliance Program Anti-Corruzione di Eni si è evoluto negli anni in un'ottica di miglioramento continuo, tanto che nel gennaio 2017 Eni è stata la prima società italiana ad aver ricevuto la Certificazione ISO 37001:2016 "Anti-bribery Management Systems". Per garantire l'effettività del Compliance Program Anti-Corruzione di Eni, sin dal 2010, è stata costituita una struttura organizzativa ad hoc, l'unità anti-corruzione, incaricata di fornire supporto specialistico alle linee di business di Eni e alle società controllate in Italia e all'estero. Questa unità realizza altresì un programma di formazione anti-corruzione, sia attraverso e-learning sia con eventi in aula come workshop generali e job specific training. I workshop vengono effettuati in base all'indice stilato annualmente da Transparency International (Corruption Perception Index) e alla presenza Eni nelle singole realtà e sono costruiti su format interattivi e coinvolgenti basati su case study e domande per testare il livello di comprensione dei temi trattati. Tali workshop offrono una panoramica sulle leggi anti-corruzione applicabili a Eni, sui rischi che potrebbero derivare dalla loro violazione per persone fisiche e giuridiche e sul Compliance Program Anti-Corruzione che Eni ha adottato e attuato per far fronte a tali rischi. Generalmente insieme ai workshop vengono realizzati job specific training, ossia eventi formativi destinati ad aree professionali a specifico rischio di corruzione. Nel 2018 sarà avviato un progetto per sistematizzare la segmentazione della popolazione sulla. base del rischio di corruzione al fine ottimizzare l'individuazione dei destinatari delle diverse iniziative formative.

Inoltre nel 2017 nell'ambito della formazione degli organi sociali (cd. Board induction e ongoing training), è stato realizzato un approfondimento sulla Compliance Integrata, con focus in materia di anti-bribery.

Per valutare l'adeguatezza ed effettiva operatività del compliance program anti-corruzione Eni, nell'ambito del piano integrato di audit approvato annualmente dal CdA, svolge specifiche verifiche sulle attività rilevanti, con interventi dedicati e analisi su processi e società, individuati sulla base della rischiosità del Paese in cui operano e della relativa materialità, nonché su terze parti considerate a maggior rischio, ove previsto contrattualmente.

Eni si è inoltre dotata, già dal 2006, di una normativa che regola il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni ricevute da dipendenti o terzi, inviate o trasmesse, anche in forma confidenziale o anonima.

Al fine di favorire un buon uso delle risorse e prevenire fenomeni corruttivi, Eni aderisce al Global Compact e all'Extractive Industries Transparency Initiative (EITI), iniziativa globale per promuovere un uso responsabile e trasparente delle risorse finanziarie generate nel settore estrattivo. In linea con lo standard EITI, dal 2015 (dati 2014), Eni ha fornito una disclosure volontaria dei pagamenti effettuati ai governi e, dal 2017 (dati 2016), ha pubblicato la "Relazione sui pagamenti ai governi" in ottemperanza alla Direttiva Europea 2013/34 UE.

Eni inoltre supporta i Multi Stakeholder Group locali di EITI dei Paesi aderenti contribuendo annualmente alla preparazione dei Report e, in qualità di membro, alle attività del Multi Stakeholder Group in Congo, Mozambico, Timor Est, Ghana, Ucraina e, dal 2017, in UK e tramite associazioni di categoria locali in Kazakhstan, Nigeria e Norvegia.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel corso del 2017 sono stati svolti, in 23 Paesi, 36 interventi di audit che hanno previsto verifiche anti-corruzione che hanno confermato nel complesso l'adeguatezza ed effettiva operatività del Compliance Program Anti-Corruzione.

Nel 2017 è proseguita la campagna di formazione e-learning sui temi anti-corruzione ad integrazione delle campagne molto estese lanciate nel 2015 e finalizzate a formare tutta la popolazione aziendale; tali campagne stanno progressivamente andando a regime, assicurando così la totale copertura in termini di formazione per tutte le persone Eni. In relazione ai dati di performance per la formazione in aula, i dati risultano in aumento a fronte della volontà dell'azienda di presidiare in modo ancor più forte le aree a rischio corruzione.

		2017		2016 $-20 - 10$ All Strings		2015
[numero]		Società consolidate Totale Integralmente		Società consolidate : Totale : Integralmente :	Totale	Società ! consolidate Integralmente
Interventi di audit con verifiche anti-corruzione		36		33		29
E-learning per figure manageriali	493	452	865	822	1,865	1.777
E-learning per altre risorse	1.857	1.736	9.364	8.952	7.016	6,973
Workshop generale	1.434	1.329	1.269[a]		B86(a)
Job specific training	1.539	1.503	$1.214^{[3]}$		693[a]
Paesi in cui Eni supporta il Multi Stakeholder Group locali di EITI	$\Omega$

Principali indicatori di performance

(a) Il dato include un esiguo numero di risorse Eni appartenenti a società non rientranti nel perimetro di consolidamento con il metodo integrale che non è possibile scorporare dal dato consolidato.

(16) 0 in alternativa dell'organo equivalente a seconda della governance della società controllata.

(17) Management System Guideline: linee guida comuni a tutte le realtà Eni per la gestione dei processi.

MODELLO DI COOPERAZIONE

~approccio sostenibile è un tratto distintivo di Eni che sostiene la creazione di valore per gli stakeholder nel lungo periodo. Affinchè questo approccio sia efficace è necessario che diventi sistematico e applicabile nelle diverse fasi del business in ogni realtà opera· tiva. A tal fine negli ultimi anni Enl si è Impegnata a Integrare più efficacemente gli elementi di sostenibilità a partire dalle fasi di ne· goziazione, all'esplorazione, fino a tutti i processi operativi incluso il decomissioning. Questa integrazione con il business è propedeutica per definire un plano di Interventi nel territorio più strutturato che assicuri il rispetto di standard di eccellenza in tutte le fasi operative. !:obiettivo è di programmare le attività di business e quelle di sup· porto allo sviluppo del territorio coerentemente al Piano Sviluppo Paese, in linea con l'Agenda 2030 delle Nazioni Unite e i National De· termined Contributions (NOC · Cop21). Al fine di aumentare i benefici degli interventi per lo sviluppo del territorio e per ridurre i gap so· cio-economici, Eni promuove partnership pubblico-private in grado di mettere a fattor comune competenze e investimenti. In particola· re sono state awiate collaborazioni strategiche con organizzazioni e istituzioni nazionali e internazionali come con I'IFC (lnternational Finance Corporation) in Ghana, con il Centro Internazionale di alti studi agronomici mediterranei in Egitto o la FAO in Nigeria ed enti/ agenzie di cooperazione locali.

La strategia di supporto allo sviluppo del territorio si basa sulla valorizzazione delle risorse energetiche dei Paesi e sulla definizione di iniziative che rispondano alle necessità delle comunità locali.

Lo sviluppo delle fonti energetiche è parte integrante del modello di business e prevede la costruzione di infrastrutture per la produ· zione e il trasporto di gas sia per l'esportazione, sia per il consumo domestico, e la costruzione di impianti off-grid e on-grid per la pro· duzione di energia elettrica.

Inoltre Eni promuove un ampio portafoglio di iniziative per migliorare le condizioni di vita delle persone che prevede sia interventi di diver· sificazione economica attraverso lo sviluppo di progetti agricoli, di micro-imprenditorialità, micro credito o progetti infrastrutturali, sia interventi di promozione dell'educazione, di accesso all'acqua, di tu· tela della salute. Tali iniziative, che non si limitano all'area limitrofa agli impianti ma si estendono a contesti più ampi, sono concordate con gli stakeholder a diversi livelli a partire dalle autorità nazionali a quelle locali fino alle persone delle singole comunità.

Per meglio individuare le necessità locali e valutare la gestione delle proprie attività, Eni nel tempo si è dotata di strumenti quali Manage· ment System Guideline e procedure operative, analisi del contesto, degli stakeholder e degli impatti e analisi di conformità alla Linea Guida ISO 26000. Tra Il 2015 e il 2017 sono stati valutati da terzi 14 società controllate/distretti Eni.

Infine Eni dal 2016 si è dotata di una piattaforma informatica de· ditata alla gestione e al monitoraggio delle relazioni con i propri stakeholder nei Paesi di presenza e la gestione dei Grievance, al _ fine di garantire la presa in carico di tutti i suggerimenti degli sta- ._.; keholder, fornire adeguate risposte e prevenire potenziali fattori di ~ rischio. Per garantire un'adeguata modalità di accesso alle misure~ di rimedio, Eni ha definito nel 2014 un meccanismo per la raccol· t a dei reclami e delle istanze ( Grlevance Mechanism), aggiornato nel 2016 e attivo presso tutte le consociate operative di Eni. Per valorizzare e monitorare il lo ca l content owero il valore aggiunt · che l'azienda può portare al sistema socio-economico dei Paesi i cui opera, nel 2016 è stato awiato un progetto in collaborazion con il Politecnico di Milano. ~obiettivo è di quantificare gli effet i diretti, indiretti (catena di fornitura) e indotti (sistema econom · co] riconducibili agli impatti economici, occupazionali e sul cap · tale intellettuale che il business di Eni genera a livello locale. Tal quantificazione ha una duplice valenza: è utile all'azienda ai fini di una pianificazione adeguata delle attività e per i Paesi costituì· sce un'indicazione di indirizzo degli investimenti di sviluppo eco· nemico. Il modello è stato applicato per la prima volta a un caso pilota in Ghana, permettendo di supportare la definizione di un locai content pian in linea con le richieste di lnternathinal Finance Corporation (IFC) e World Bank. Ad oggi il modello è stato applicato anche ai progetti West hub e East hub in Angola, e nell'Italia centro settentrionale a Ravenna e Sannazzaro.

METRICHE E COMMENTI ALLE PERFORMANCE

Nel 2017, la spesa complessiva di community investment am· monta a circa 70,7 milioni di euro (quota Eni), di cui circa il 97%11 nell'ambito delle attività upstream. La spesa maggiore ha riguar· dato l'Asia con circa 34 milioni di euro, principalmente investiti nell'ambito della Formazione professionale, realizzazione di in· frastrutture scolastiche (asili e scuole primarie), costruzione di centri sportivi e manutenzione di infrastrutture viarie (ponti e strade]. In Africa sono stati spesi un totale di 23 milioni di euro, di cui 18 milioni di euro nell'area Sub-Sahariana principalmente nell'ambito della formazione professionale e in progetti di svilup· po agricolo. Sono stati investiti circa 22 milioni di euro in attività di sviluppo infrastruttura le, di cui 5,5 in Africa e 15,3 in Asia.

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AI Terminal

Eni

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COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

CONTO ECONOMICO

Risultati adjusted e composizione degli special items1

Analisi delle voci del conto economico

Ricavi

Ricavi della gestione caratteristica

Altri ricavi e proventi

Costi operativi

Le riprese di valore nette (€225 milioni) sono così articolate:

Utile operativo

Utile operativo adjusted

Proventi (oneri) finanziari netti

Proventi (oneri) netti su partecipazioni

Imposte sul reddito

Risultati per settore di attività2

Exploration & Production

Refining & Marketing e Chimica

Corporate e altre attività

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO

83192/667 RICONDUZIONE DELL'UTILE COMPLESSIVO

PATRIMONIO NETTO

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

$.83192/669$

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO

Indicatori alternativi di performance (Non-GAAP measure)

Utile operativo e utile netto adjusted

Utile/perdita di magazzino

Special item

Profit per boe

Opex per boe

Finding & Development cost per boe

Leverage

Gearing

ROACE Adjusted

Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo

Free cash flow

Indebitamento finanziario netto

Coverage

Current ratio

Debt coverage

COMMENTO AI RISULTATI E ALTRE INFORMAZIONI | COMMENTO AI RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

Earl Bostove Markhaus Abasson Both

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Rendiconto finanziario riclassificato

segue Rendiconto finanziario riclassificato

COMMENTO Al RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI DI ENI SPA

CONTO ECONOMICO

Utile netto

l Analisi delle voci del conto economico

~lcavl della gestione caratteristica

Proventi (oneri) su partecipazioni

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICAT01

Capitale Immobilizzato

Capitale di esercizio

Dlscontlnued operatlons e attività destinate alla vendita

.8 ?; 'l 9 2/6R2 PATRIMONIO NETTO

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

$83192/686$

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO2

Investimenti tecnici

Riconduzione degli schemi di bilancio riclassificati utilizzati nella relazione sulla gestione a quelli obbligatori

Voci dello atato purlmonlale rlclanlficato

FATTORI DI RISCHIO E INCERTEZZA

PREMESSA

RISCHI CONNESSI ALLA CICLICITA DEL SETTORE OIL&GAS

SANCTION TARGET

RISCHI SPECIFICI DELL'ATTIVITÀ DI RICERCA E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

RISCHIO OPERATION E CONNESSI RISCHI IN MATERIA DI HS&E

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

l trend negativi In atto nel quadro competitivo del settore gas rappresentano un fattore di rischio nell'adempimento degli obblighi previsti dal contratti di acquisto take·or·pay

Rischi connessi con la regolamentazlone del settore del ~ gas e dell'energia elettrica In Italia ___:)

COINVOLGIMENTO IN PROCEDIMENTI LEGALI E INDAGINI ANTI-CORRUZIONE

RISCHIO CLIMATICO

EVOLUZIONE PREVEDI BILE DELLA GESTIONE

EXPLORATION & PRODUCTION

REFJNING & MARKETING

GRUPPO

Risultati adjusted e composizione degli special items¹

Risultati per settore di attività²

RENDICONTO FINANZIARIO RICLASSIFICATO²

^~l Persone

^~l Diritti umani