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Relazione Finanziaria Annuale 2017

eni

83192.

INDICE

RELAZIONE SULLA GESTIONE

Attività di ETI
Lettera agli azionisti	C
Profilo dell'anno	10
Temi rilevanti di sostenibilità e prospettiva degli stakeholder	15
Modello di business	18
Scenario e Strategia	20
Risk Management Integrato	24
Governance	28
Indamento operativo
Exploration & Production	32
Gas & Power	50
Refining & Marketing e Chimica	55
Commento ai risultati altre informazioni
Commento ai risultati economico-finanziari	કા
Conto economico	81
Stato patrimoniale riclassificato	71
Rendiconto finanziario riclassificato	74
Commento al risultati economico-finanziari di Eni SpA	84
Fattori di rischio e incertezza	92
Evoluzione prevedibile della gestione	105
Dichiarazione consolidata di carattere non finanziario (DNF)	106
Altre informazioni	130
Encearin	131

BILANCIO CONSOLIDATO

Schemi di bilancio	। ਤੇ ਜੋ
Note al bilancio consolidato	142
Informazioni supplementari sull'attività Ojl&Gas previste dalla SEC	237
Attestazione del management	252
Relazione della Società di revisione	253

DICHIARAZIONE CONSOLIDATA DI CARATTERE NON FINANZIARIO

DICHIARAZIONE CONSOCIOATA DI Chiterio e redatta al sensi del DLgs. n. 254/2016 ed è inclusa nella Relazione sulla gestione.
La dichiarazione consolidata di carattere non inde

BILANCIO INTEGRATO

BL(LANCIO INTECTATO
La Relazione sulla gestione inanziaria Annuale 2017 costituise il blianco integrat e l'arison in l'arison de connecessore e environomen La Relazione sulla gestion inclusa nella Allidale Allidae e od "costinale neort ha l'obictive di representare le performanes nell'international Pranework pubblicato un niegrato nile esterning estate (Mic), la stategia del Gruppo, il modello di business, la gestione integrata dei rischi e l'adozione di un sistema rigoroso di corporate governance.

DISCLAIMER

DISCLAMIER
La Relazione Finanzlaria Annuale contienell (forward-looking statements), in particalar nell dell costine evelysione evelysione evelysione evelysione evoluzione de La Relazione Finanziaria Annuale contene diciliare (ori vari some gedunianerati dalla gestione, evoluzione della strutura finanziadella gescione , relatve di pioni ennvosttivi di crescita delle produzioni e delle vendite, esecuzione dei progetti.

83192 (998

BILANCIO DI ESERCIZIO

Schemi di bilancio	259
Note al bilancio di esercizio	265
Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti	327
Relazione del Collegio Sindacale all'Assemblea degli azionisti al sensi dell'art. 153 D.Lgs. 58/1998	328
Attestazione del management	333
Relazione della Società di revisione	334
Deliberazioni dell'Assemblea depli azionisti	340

ALLEGATI

Allegati alle note del bilancio consolidato di Eni al 31 dicembre 2017	341
Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2017	342
Variazioni dell'area di consolidamento verificatesi nell'esercizio	366
Allegato alle Note del bilancio di esercizio	367
Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione	373

l forward-looking statements hanno per loro natura una componente di risectore diperidon dal veilicarsi de eyentie e cillusiones una mollegilizia di fattores a una mollegiliz l forward-fooking statements hann per ido natura una ce un neundati nouleri neleri one ann molteplicita in tria cil. In vier in and indistrial in coli. Industrial e il succes futuri. Insultati elfettiv potranho direne in misura alicile inspetto ede piani industriale el siani industriali e il secellor del produci porrollogi. La performa i porcellor effettivo di nuovi glacimenti di perfolio e di gas naturale, la capacule d'el produtile del produti perollici. (e programenti de programenti de programmi de p commercial, l'evouzione itura dell'ire la e celi in e censioni e l'installità colo politica e i muralenti del politica e i muralenti del politica e imuneli del projection errettive, le condizioni nacioeconomicie generali, lettori geopolitico quelli dell'idrocationi dell'idrocatori, del segmentative dell'este dell'energia economico e normativo in molt del Paesi nel Quali Enr opera, Timpato Generalismani.
elettrica e in materia ambientale, il successo nell'applicazione di nuove tecnologie, cam holder e altr cambiamenti nelle condizioni di business, l'azione della concorrenza.

Per Eni si intende Eni SpA e le imprese incluse nell'area di consolidamento.

Assemblea ordinaria degli azionisti del 10 maggio 2018.

Assemblea di un'il al degrazione del 20 mileggio 2020.
L'estratto dell'avviso di convocazione è stato pubblicato su "ll Sole 24 Ore" e "Financial Times" del G aprile 2018.

83192 7599 ATTIVITA DIENI

ll portafoglio di asset petroliferi convenzionali a contenuto break-even e la qualita della base risorse.
Per la prografia convenio conicipata costicipata costituiscono i va ll portafoglio di asset petroliferi convenzionali a contenuto breakeden e conseram Eni.
con opzioni di monetizzazione anticipata costituiscono i vantaggi del business upsent li poralogilo di assor p
con opzioni di monetizzazione anticipata costituiscono i vasilies ope consentono
La forte presenza nel meccato del GNL e le competenze nella refli ech operazione nel mercato del gas e del GNL e le competenzi nella
La fore presenza nel mercato del GNL e le competenza del valore degli idrocaburi.
La possibili di visa d La fore presenza nel merce
di perseguire oportunità e progetti conginiti nella catena delle discrescere
di perseguire oportunità e progetti conginiti nelle riserve gas e l di perseguire opportama e pe o
l fondamentali dell'azienda, tra i queli i elevata incidenza delle riserve gas e l'evoluzione del business
nelle rinnovabili grazie alle sinci nelle minoso uno scenario low carbon.

Flusso delle attività

UPSTREAM

Eni è attiva nell'esplorazione, sviluppo ed estrazione di olio e gas naturale principalmente in Italia, Algeria, Algeria, Angola, principalmenten, Ghana, Libia, Mozambico, Congo, Egitto, Gia, Kazakhstan, Regno Unito,
Nigeria, Norvegia, Kazakhstan, Regnoivi Stati Uniti e Venezuela, per complessivi 46 Paesi.

MID-DOWNSTREAM

Eni commercializza gas, energia elettrica, Eni commercializza propa e in mercati
GNL e prodotti in Europa e in mercati GNC e prodottopei grazie anche alle attività di trading.

di trading.
Le disponibilità sono assicurate dalle Le disponibilità sollio e gas upstream, da produzioni di petrono o giorno di centrali elettriche cogenerative, dal sistema di elettriche cogenie dagli impianti chimici rarralis. L'approvvigionamento di versans. L'approvotimizzato dal trading.
materia prima è ottimizzato dal tradingss materia prima verticale tra le business L'integrazioni di cogliere sinergie operative ed efficienze di costo.

Le strategie, i processi decisionali di allocazione delle risorse e la conduzione ordinaria del business (day-by-day operations) sono ispirati al principio cardine della creazione di valore sostenibile per i nostri azionisti e, più in generale, per i nostri stakeholders, nel rispetto dei Paesi in cui opera delle persone che lavorano in e con Eni.

Il nostro modo di operare fondato sull'eccellenza operativa, l'attenzione alla salute, alla sicurezza e all'ambiente è volto alla prevenzione e alla riduzione dei rischi operativi.

83192601 LETTERA AGLI AZIONISTI

Nel 2017 abbiamo conseguito risultati eccellenti che dimostrano come il processo di profondo cambiamento
ne in conseguito de l'anti in processistà la crado di creare valore a Nel 2017 abbiamo conseguito nisultati eccenenti che dimostiani creare valore anche nel momenti
avviato nel 2014 abbia trasformato Eni in una società in grado di creare valoia avviato nel 2014 abbia trasformato Eni in una societa in grado di Greate i che abbiano mai interessato
di mercato più difficili quali quelli vissuti negli ultimi tre anni,fra

l'industria petrolifera. l'industria petrolifera.
In questi tre anni siamo cresciuti nel nostro business più importante, l'unstream che nel passato sono stati fonte In questi tre anni siamo cresciuti nel nostro business pur infortante, april form
completato il processo di ristruturazione dei business mid-downstream che nel finanzi completato il processo di ristrutturazione dei Dusiness miforzato la nostra struttura parimoniale e finanziaria.
di perdite e di assorbimenti di cassa e, infine, abbiamo raf di perdite e di assobimenti di ridure a 57 \$/bl il prezzo Brent al quale Eni è in grado di
l risultati ottenuti ci hanno consentito di ridure a 57 \$/bl il prezzo Brent al qua l risultati ottenuti ci hanno consentito di ridurre a 57 \$/bh prezzo era mi 17 = 1.
autofinanziare gli investimenti e i dividendi, circa la metà di quello che è stato necess per analoga copertura.

per analoga copertura.
Ne consegue che l'Eni di oggi è molto più "resilient" in caso di scenari pendezzanti mentre sarà in grado
ne consegue che l'Eni di ogli di consecuslor Ne consegue che l'Eni di oggi e molto più Tesnichi an Sprezzi godessero di una ripresa.
di generare maggiori risultati e flussi di cassa qualora i prezzi godessero di una ri

UPSTREAM

UF STREANN
Il rafforzamento dell'upstream è stato sostenuto da un'esplorali ranorzamento dell'epo... Il decimo anno consecutivo ha ottezione di Successo che por por por una volta la qualità la qualità.
nuto risultati eccellenti, dimostrando ancora una volta l'altimo ec nuto risultati eccellenti, cim del nostro know-how. Abbiamo aga delle nostre compotone equity al nostro portafoglio, di cui 800
giunto 1 miliardo di boe equity al nostro portafoglio, di circa 1 \$1 giunto 1 finilardo di boe da esplorazione, al costo competitivo di circa 1 \$/
milioni di boe da esplorazione, al costo competitivo di circa 1 \$/ milioni di boe da espiordzio.erementato di oltre 4 miliardi di boe la c barne. Dai 2014 abbiameri a circa 2 volte la produzione cumulata del periodo.

del periodo.
L'effort esplorativo di questi anni è stato ben bilanciato e ai rash Lerrort espiorativo di quobido sostegno alle produzioni e ai cash
cessità di assicurare il rapido sostegno alle produzione dello cessità di assicurare il rapido co che potessero beneficiare delle
flow con le iniziative "near-field" che potessero beneficiare di rile flow con le frinziative esistenti e la ricerca, più a rischio, di rileinfrastrutture produttive sologici inesplorati. I risulvanti risorse in aree nuove o in livelli geologici inesplora ulteriore tati sono stati estremamente positivi e hanno lasciato ulteriore tati sono stati estremamono
spazio all'esecuzione della strategia di "Dual Exploration", ovvero spazio all'eseccuzione anticipata dei successi esplorativi attraverso
la monetizzazione anticipata dei successi esplorativi ambito ab la monetizzazione antiorporanza negli stessi. In tale ambito abla cessione di quoto accordi strategici relativi alla cessione del biamo Timanzzato gii assorto a ExxonMobil e del 50% dell'asset in
25% dell'Area 4 in Mozambico a ExxonMobil e del 50% dell'asset in 25% dell'Area 4 in Mozumblio dell'Egitto con tre distinte operazioni.
sviluppo Zohr nell'offshore dell'Egitto con tre distinte operazioni sViluppo Zoni Tiell offshore of (10%) e la società russa Rosneft ( 30%)
rispettivamente con BP (10%) e la società russa) a L2012 ;i Duol rispettivamente con Br - (xon) - (xon) - (xon) . Dal 2013 il Dual
e, recentemente, con Mubadala Petroleum ( 10%). Dal 2013 il Dual e, recententente, con Mazentito di monetizzare anticipatamente riserve per \$10,3 miliardi.

riserve per 310,5 milliare.
La consolidata leadership nell'esplorazione, combinata con una La consolidata leuderompi progetti al top nell'industria petrolicapacità di esecuzione dolfi il produzione in meno di 3 anni
fera, ha consentito di mettere in produzione in meno di 3 anni fera, na consentivo al lanticipando i tempi previsti e riducendo i
sette giacimenti giant, anticipando i tempi previssi il provez l'indu sette giacimenti giant, arnicipe stremamente difficile, con l'indu-

stria petrolifera concentrata prevalentemente a posticipare ogni iniziativa di sviluppo.

iniziativa di sviluppo:
Passando ai progetti di sviluppo si evidenzia come nel solo 2017 Passando arprogotti anticipo sulle previsioni, quattro progetti Eni abbia avviato, iii enensioni: East Hub in Angola, OCTP in Ghadeep water di grandi dissia e, in tempi record per l'industria, Zohr, na, Jangkrik in Indonoto a gas del Mediterraneo, in produzione a ll più grande giacimento a eisione finale d'investimento e in soli meno di due anni dalla scoperta. Questi straordinari risultati sono frutto 28 Thesi dalla Scoper carato di esplorazione e sviluppo, perfeziodel nostro modello intografia anni, che ci ha consentito di ridurre nato nei corso degli ditini.
Il time-to-market dei progetti assicurando allo stesso tempo il li time-to-market dor prog-simento. I driver di questo morispetto delle Stime inizian
dello sono molteplici. Per citare i principali ricordiamo i] la paraldello Sono morcepiosi. I tà, ii) l'approccio modulare per ridurre l'elenzzazione delle attività) l'insourcing di fasi progettuali critiche sposizione mianziana, il ; l'approccio design-to-cost che privilegia partendo dalle fasi esplorative contesti che assicuche privilegia partendo si contenuti, v) lo stretto controllo dei corano uno sviluppo a cobil spogettuali e infine vi] il mantenimento Sti, del toperatorship nella maggior parte delle iniziative.

dell'operatorship none contenuti costi unitari, la riduzione del tii successi espiord.ri aerve e l'efficienza nei costi operativi hanno rne-to-mante riduzione del costo full-cycle del barile determinato la 205.2110 dei 30 \$/bl per i nuovi progetti in corso di realizzazione.

di realizzazione.
La produzione pari a 1,82 milioni di boe/giorno, il livello più ele-La produzione pun o alla a l'ani, ha registrato una crescita del 5,3% al netvato nella Storia di Eni, nell'orontratti PSA e dei tagli OPEC, grazie al to dell'effetto prezzo nel costi e regimazioni dei campi avviati di

EMMA MARCEGAGLIA Presidente

CLAUDIO DESCALZI Amministratore Delegato

recente per complessivi 243 mila boe/giorno. La crescita rispetto al 2014 è stata del 14% ed è stata conseguita pur contraendo gli investimenti del 40%.

I successi esplorativi e la riduzione del time-to-market dei progetti, come ad esempio nel 2017 la FID del progetto Coral nell'Area 4 in Mozambico, hanno sostenuto anche quest'anno il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe pari al 151%, che si ridetermina nel 103% considerando la riclassifica delle riserve non sviluppate in Venezuela ad unproved, così come richiesto dalla normativa SEC. Nel triennio 2015-2017, pur considerando le dismissioni perfezionate in applicazione del "Dual Exploration Model", il tasso di rimpiazzo "all sources" è stato del 120%, tra i più alti dell'industria, a dimostrazione del fatto che la monetizzazione anticipata di una parte delle scoperte non ha per nulla intaccato le prospettive di ulteriore crescita della nostra produzione. Grazie a questi driver, l'E&P ha conseguito nel 2017 €5,2 miliardi di utile operativo adjusted, oltre il doppio del 2016, e una crescita del 38% nella generazione di cassa a €8,3 miliardi, a fronte di un aumento del prezzo del Brent in euro del 22%.

MID-DOWNSTREAM

l progressi fatti nel piano di ristrutturazione dei business mid-downstream ci hanno consentito di ottenere nel 2017 i profitti operativi record degli ultimi dieci anni e di proseguire nel trend di miglioramento della generazione di cassa pari a €7,9 miliardi nell'ultimo triennio rispetto a un assorbimento di €3,7 miliardi nel triennio 2012-2014.

Il settore G&P, con €214 milioni di utile operativo adjusted nel 2017, ha anticipato di un anno l'obiettivo di profitto operativo strutturale grazie agli ulteriori progressi nella rinegoziazione dei

contratti long-term, alle ottimizzazioni nella logistica e i progressi nei business del GNL e del retail.

I business Refining & Marketing e Chimica chiudono l'anno con circa €1 miliardo di utile operativo adjusted complessivo, conseguito grazie alla capacità di cogliere appieno gli upside del miglioramento di scenario facendo leva sull'assetto impiantistico ottimizzato, sulle continue efficienze di costo e sul cambiamento del mix produttivo a beneficio di segmenti a maggiore valore aggiunto. Ulteriori driver di crescita e di redditività sono la valorizzazione delle tecnologie proprietarie, come il recente accordo di licensing della tecnologia di raffinazione di greggi pesanti EST (Eni Slurry Technology) con la cinese Sinopec, prima società di raffinazione al mondo, e l'avvio dell'unità di produzione di elastomeri premium a tecnologia Versalis nella JV con Lotte Chemicals in Corea del Sud.

SOSTENIBILITÀ E HSE

La forte spinta alla sostenibilità dei business Eni nel lungo termine è elemento portante nel disegno e nell'attuazione delle nostre strategie. L'Azienda continua ad investire nel miglioramento della sicurezza dell'ambiente di lavoro, ambito nel quale detiene la leadership nell'industria e i risultati sono in continuo miglioramento come evidenziato dall'ulteriore riduzione del Total Recordable Injury Rate (TRIR) sceso a 0,33, -7% rispetto al 2016 , e dal majatenimento di standard operativi best-in-class, con zero blow-out per il quattordicesimo anno consecutivo. Il secondo aspetto di rilievo della nostra vocazione alla sostenibilità è rappresentato dalla lotta al cambiamento climatico. L'efficienza energetica del nostri impianti (ad esempio l'intensità emissiva upstream è diminuita di circa il 3% e anche il trend delle emissioni da flaring è in miglioramento), la ricerca di soluzioni a ridotto contenuto

$$\text{Ga} \big| \text{ 2 } \text{ 6 } \text{ 1 } \text{ 5 } \text{ 3}$$

emissivo e la presenza di rilevanti riserve di gas nel nostro portafoglio (tra cui le riserve in Mozambico, Egitto e Indonesia) confermano l'impegno in questa direzione. Inoltre, Eni è impegnata nel promuovere in misura significativa lo sviluppo economico e sociale delle comunità con le quali opera, e il progetto Ghana è uno degli esempi più rappresentativi della nostra strategia di partnership con gli Stati detentori delle risorse. In questo Paese coniughiamo la produzione di petrolio per il mercato internazionale con la produzione di gas, interamente destinata al mercato interno per la crescita della capacità locale di generazione di energia, contribuendo in tal modo ad uno sviluppo sostenibile.

RISULTATI CONSOLIDATI

Nel 2017 l'utile operativo adjusted è più che raddoppiato a €5,8 miliardi, mentre il risultato netto torna in utile di €2,4 miliardi, rispetto alla perdita del 2016, grazie al contributo di tutti i business.

La generazione di cassa operativa, al netto degli anticipi incassati dai partner egiziani per il finanziamento di Zohr e di altre componenti non ricorrenti, è stata solida con €10 miliardi, in crescita del 25% rispetto al 2016, evidenziando un surplus di circa €2,4 miliardi rispetto agli investimenti netti di €7,6 miliardi. Tale surplus ci ha consentito di coprire oltre l'80% del dividendo complessivo di €2,9 miliardi in corrispondenza di un prezzo del Brent di circa 54 \$/bl, ovvero di garantire la copertura integrale al prezzo del Brent di 57 \$/barile, migliorando la previsione iniziale del management fissata in 60 \$/barile. Le dismissioni dell'esercizio, al netto della quota prezzo relativa ai rimborsi dei capex, si rideterminano in €3,8 miliardi e riducono il prezzo del Brent di cash neutrality da 57 \$/bl (organici) a 39 \$/barile.

A fine 2017 l'Azienda risulta solida finanziariamente, confermata da un livello di leverage di 0,23 e ben al di sotto del nostro ceiling di 0,30 nonostante tre anni e mezzo di downturn dei prezzi e oltre € 11 miliardi di dividendi corrisposti per cassa nello stesso periodo.

OUTLOOK

Guardando al futuro prevediamo che il riequilibrio dei fondamentali del mercato petrolifero si consolidi nei prossimi anni per effetto del brusco rallentamento degli investimenti in nuove iniziative durante il downturn e della crescita costante della domanda. La nostra strategia a medio-lungo termine intende rafforzare il posizionamento competitivo e la generazione di cassa dell'azienda attraverso la crescita disciplinata, le sinergie ottenibili dall'integrazione tra i business lungo l'intera catena del valore anche attraverso la leva dell'innovazione tecnologica, promuovendo la sostenibilità in tutti i nostri progetti industriali.

Gli obiettivi operativi, economici e finanziari successivamente descritti si muovono tutti lungo la direttrice della crescita e risultano fondati su quanto già realizzato nel triennio precedente e sull'elevato grado di maturità e solidità delle azioni in corso. Ne sono esempi i ramp-up produttivi dei campi già en-

trati recentemente in esercizio, le rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento gas, il ridotto livello di break-even dell'attività di raffinazione, l'integrazione e specializzazione della Chimica nonché i primi progetti rinnovabili sviluppati sulla base di un modello distintivo.

Nel quadriennio 2018-2021 programmiamo investimenti sostanzialmente invariati rispetto al Piano precedente e inferiori a €32 miliardi per lo sviluppo di nuove riserve di idrocarburi, per la crescita selettiva nei settori mid-downstream e l'accelerazione del piano di espansione delle rinnovabili. Tale manovra è improntata ai criteri della disciplina finanziaria, attraverso la selettività nelle decisioni di investimento (FID) e l'approccio modulare ai grandi progetti upstream.

Nell'Upstream intendiamo mantenere un forte tasso di crescita delle produzioni, traguardando nel quadriennio un tasso di incremento medio nel periodo del 3,5%. Le produzioni saranno sostenute dal rapido ramp-up dei progetti avviati nel 2017 - in particolare Zohr – e dai nuovi start-up di piano, sui quali abbiamo un eccellente livello di visibilità poiché si tratta in molti casi di fasi di sviluppo ulteriori di campi già in produzione. Ne sono esempi l'upgrading delle strutture Bahr Essalam e Wafa in Libia, OCTP fase gas, campi satelliti degli hub in Angola, sviluppi addizionali di Baltim/Meleiha in Egitto e di Nenè in Congo, il potenziamento di Karachaganak e infine l'avvio dell'attività produttiva in Messico e di Merakes in Indonesia. Nel complesso ci aspettiamo da queste iniziative un contributo di circa 700 mila barili/giorno al 2021.

Per l'Esplorazione risultano confermate le linee d'azione fino ad ora perseguite, con effort ripartito tra temi "near-field", a più basso rischio, e temi convenzionali ad alta equity in offshore Messico, Africa occidentale e orientale, est del Mar Mediterraneo e Medio ed Estremo Oriente. L'obiettivo è scoprire nel quadriennio 2 miliardi di barili di nuove risorse.

Nel settore G&P, in uno scenario in evoluzione, intendiamo sostenere la redditività e la generazione di cassa attraverso il rafforzamento del core business gas e lo sviluppo dell'integrazione con l'Upstream. Le azioni industriali punteranno alla valorizzazione delle flessibilità del portafoglio di asset (contratti, infrastrutture, opzioni di delivery, ecc.), alla riduzione dei costi di logistica e all'ottenimento di una congrua ripartizione dei rischi prezzo/volume con i fornitori long-term attraverso un nuovo round di rinegoziazioni. Un importante sostegno ai risultati sarà assicurato dalla crescita dei business GNL e trading cogliendo le sinergie ottenibili dalla disponibilità di produzioni equity in aree strategiche e dalle relazioni di lungo termine dell'Upstream con i Paesi produttori. Inoltre il Piano proietta un ulteriore miglioramento del business Retail Gas & Power conseguito attraverso lo sviluppo del portafoglio clienti e l'offerta di servizi a valore aggiunto.

Nei business R&M e Chimica gli obiettivi riguardano il miglioramento della resistenza alla volatilità dello scenario e la crescita inter-

Ent Rolazione Fingezi.irca Manuele

83192 604

nazionale selettiva. Le leve saranno il potenziamento dei bio-carburanti, con il completamento entro fine 2018 della green refinery di Gela e il potenziamento della green refinery di Venezia, e l'ulteriore sviluppo dei "differentiated products" e il consolidamento della biochimica per Versalis. I risultati saranno sostenuti da ottimizzazioni nell'assetto impiantistico e nell'approvvigionamento dei feedstock, anche in chiave di maggiore sostenibilità (ad esempio sostituzione dell'olio di palma), da nuove azioni di efficienza e dalla costante attenzione all'affidabilità/integrity degli asset. Nella Raffinazione l'obiettivo è di ridurre a fine 2018 il margine di break-even a circa 3 \$/barile; nel marketing consolideremo la nostra presenza nei paesi in cui operiamo.

Tutte le azioni e gli obiettivi menzionati sono stati testati per verificarne la sostenibilità nel medio-lungo termine alla luce della strategia "low carbon" adottata dalla Società. Nell'Upstream abbiamo definito le iniziative idonee al conseguimento degli ambiziosi obiettivi 2025 di azzeramento del gas flaring, riduzione rispetto alla baseline 2014 del 43% delle emissioni per barile prodotto e dell'80% delle emissioni fuggitive di metano. Prevediamo di accelerare lo sviluppo del business green con investimenti capacità installata delle rinnovabili a fine periodo di 1 gigawatt. I progetti industriali R&M e Chimica sono tutti orientati all'ottenimento di una maggiore efficienza energetica e al rafforzamento della piattaforma "green". Tali azioni, unitamente alla rilevante incidenza del gas nel portafoglio e alla costante riduzione del break-even dei progetti upstream, consolideranno la compatibilità del nostro portafoglio con gli scenari energetici più conservativi. Nel complesso le azioni definite assicureranno nel piano una forte generazione di cassa e ci consentiranno di ridurre ulteriormente il target di prezzo del barile ai fini della cash neutrality per la copertura organica degli investimenti e del dividendo. Su queste basi il Consiglio formulerà all'Assemblea dei Soci la proposta per un dividendo di €0,80 per azione di cui €0,40 già distribuiti a settembre come acconto. Per il futuro, confortati dai risultati conseguiti e dalle prospettive di crescita dell'Azienda, intendiamo aumentare il dividendo del 2018 a €0,83 per azione; la

nostra remuneration policy sarà progressiva e legata alla cresci-

ta dei risultati underlying e del free cash flow.

nel quadriennio maggiori di €1,8 miliardi, inclusa la spesa R&S

al servizio del percorso di decarbonizzazione, traguardando una

15 marzo 2018

per Il Consiglio di Amministrazione

Emma Marcegaglia I a Presidente

Claudio Descalzi L'Amministratore Delegato

court

83192605 PROFILO DELL'ANNO

Risultati adjusted

Utile operativo adjusted più che raddoppiato a €5,80 miliardi (+€3,49 miliardi vs. 2016), utile netto adjusted di €2,38 milliardi rispetto alla perdita dello scorso esercizio. Tale forte recupero di redditività è dovuto all'attuazione dei driver strategici di crescita profittevole nell'upstream, di turnaround del business mid-downstream e di riduzione strutturale dei costi, che hanno consentito di catturare appieno la ripresa dello scenario.

Upstream

Raddoppiato l'utile operativo adjusted vs. 2016 a €5,2 miliardi.

Turnaround

del mid-downstream Circa €1 miliardo di maggiore utile operativo adjusted nel 2017:

G&P: utile operativo strutturalmente positivo con un anno di anticipo rispetto ai piani;
R&M: margine di raffinazione di break-even al di sotto dei 4 \$/barile ed utile operativo record degli ultimi 8 anni;
Versalis: migliore performance operativa di sempre.

Investimenti netti

€7,6 miliardi, in riduzione del 18% vs. 2016. Copertura organica a circa il 130%.

Cash neutrality

Copertura organica degli investimenti e del dividendo a 57 \$/barile, 39 \$/barile considerando gli incassi da cessioni.

Gearing e Leverage

Il Gruppo mantiene una solida struttura finanziaria con il gearing al 18%, uno dei più competitivi tra le major europee e il leverage al 23%, grazie all'eccellente cash flow operativo, al contenimento degli investimenti e ai proventi del piano di dismissioni.

Dividendo

I solidi risultati conseguiti e gli ottimi fondamentali dell'azienda consentono la distribuzione di un dividendo di €0,80 per azione di cui €0,40 già pagati in acconto a settembre 2017.

Dual Exploration Model

Perfezionate le dismissioni del 40% del giacimento super-giant a gas Zohr nell'offshore dell'Egitto - in due distinte transazioni con BP (10%) e Rosneft (30%) - e del 25% dell'Area 4 in Mozambico a ExxonMobil. Nel marzo 2018 definita la cessione di un ulteriore 10% di Zohn con Mubadala Petroleum.

Produzione di idrocarburi record

1,82 milioni di boe/giorno, produzione più elevata di sempre, con una crescita del 5,3% vs. 2016. Contributo da avvii e ramp-up di 243 mila boe/giorno grazie all'implementazione del modello integrato Eni di esplorazione e sviluppo con riduzione del time-to-market dei nuovi progetti (nel 2017 Zohr in Egitto, East-Hub in Angola, OCTP in Ghana, Jangkrik in Indonesia) e all'accelerazione dei ramp-up (Nooros).

Sviluppo di Zohr

Avviata la produzione del giacimento supergiant a gas con un time-to-market record: meno di due anni dalla FID e meno di due anni e mezzo dalla scoperta.

Risorse esplorative

Nel 2017 aggiunto 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 \$/barile.

Messico

Completata con successo la campagna esplorativa nell'Area 1 offshore, grazie all'appraisal della scoperta Tecoalli che fa seguito a quelle di Amoca e Miztòn, con l'incremento delle risorse complessive del blocco fino a 2 miliardi di boe in posto (circa 90% olio). Previsto un piano di sviluppo fasttrack.

Portafoglio esplorativo Eseguito reloading con circa 97.000 km² di nuovo acreage:

ottenuto il 50% dei diritti di sfruttamento minerari del Blocco Isatay nel Mar Caspio Kazako:
firmato l'EPSA relativo al Blocco 52 offshore in Oman:
acquisite nuove licenze esplorative in Marocco, Messico, Cipro e Costa d'Avorio.

PRODUZIONE DI IDROCARBURI RECORD

MLN
BOE/GIORNO

produzione più elevata di sempre

FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITÀ OPERATIVA

+39% US 2016

DISMISSIONI NETTE

E MLD

incassi riferiti principalmente al Dual Exploration Model

INDERITAMENTO FINANZIARIO NETTO

10 9 € MLD

€ 3,9 miliardi vs. 2016

CASH NEUTRALITY ORGANICA

\$/BARILE

vs. target di 60 \$/barile Copertura organica = Investimenti + Dividendi

GAS INVIATO A FLARING

0 % vs. 2007

in linea con l'impegno di azzeramento entro il 2025

FINDING AND DEVELOPMENT COST

nel triennio 2015–2017
vs. 20 \$/boe nel triennio
2012–2014

8319266

CRESCITA

PRODUTTIVA

Investimenti tecnici (€ milioni)

Produzione di idrocarburi

Riserve certe di idrocarburi

7 miliardi di boe; tasso di rimpiazzo organico al 103% che si ridetermina in 151% escludendo la riclassifica delle riserve non sviluppate in Venezuela ad unproved, così come richiesto dalla normativa SEC.

Progetto Coral

Sanzionato dai partner dell'Area 4 il progetto per lo sviluppo delle riserve esclusive dell'Area 4 in Mozambico pari a 450 miliardi di metri cubi di gas in posto. Per la realizzazione dell'unità di Floating LNG è stato ottenuto un project financing multisource da \$4,7 miliardi.

Sviluppo internazionale Chimica

Avviato in Corea del Sud il nuovo complesso industriale per la produzione di elastomeri premium a tecnologia Versalis, in joint venture con l'operatore locale Lotte Chemical.

Licensing tecnologia EST

Energie rinnovabili

Concretizzato l'impegno sulle rinnovabili con l'apertura dei primi cantieri in Italia e Algeria e con lo sviluppo di ulteriori iniziative in Italia e all'estero. Firmato l'accordo di collaborazione con General Electric e con il Ministero dell'Energia kazako e il Memorandum of Understanding con il Ministero dell'Elettricità egiziano per la realizzazione congiunta di nuovi impianti.

Sicurezza delle persone

Migliorato l'indice di frequenza degli infortuni totali registrabili (-6,8% rispetto al 2016), in riduzione sia per i dipendenti (-17,2%) sia per i contrattisti [-2%], grazie all'implementazione di progetti specifici di formazione e sensibilizzazione delle persone Eni. Nel 2017 è stato inaugurato a Gela il nuovo Safety Training Center per la formazione in ambito salute, sicurezza e ambiente.

Climate change

Nell'ambito della strategia volta a ridurre il "carbon footprint" di Eni è stato potenziato il programma di sviluppo del business delle energie rinnovabili che a oggi può contare su circa 20 progetti in esecuzione o prossimi alla FID che incrementeranno di circa 250 MW la capacità generativa di Eni. Inoltre, Eni partecipa alla Task Force sulla financial disclosure sul climate change del Financial Stability Board (TCFD) con l'obiettivo di fornire al mercato informazioni sempre più trasparenti sui rischi e le opportunità legate al cambiamento climatico.

Impegno nella riduzione del flaring

Eni ha aderito alla Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) sponsorizzata dalla Banca Mondiale, un'iniziativa pubblico-privata che coinvolge compagnie petrolifere internazionali governi e istituzioni internazionali. Eni ha ridotto il flaring di circa il 68% negli ultimi diec anni e ha favorito l'accesso all'energia ad oltre 18 milioni di persone nell'Africa Sub-Sahariana.

Emissioni GHG

Incrementate su base lorda del 2,5% rispetto al 2016 per la crescita delle produzioni. L'indice di emissione per barile prodotto è tuttavia diminuito di circa il 3% vs. 2016 e del 19% vs. 2014 in linea con l'obiettivo di lungo termine di una riduzione del 43% al 2025.

Oil spill operativi

l barili sversati a seguito di oil spill operativi (maggiori di un barile), riconducibili per il 94% al settore E&P, sono più che raddoppiati rispetto al 2016. La causa principale è stata la fuoriuscita da serbatoio del Centro Olio Val d'Agri (COVA) dove Eni ha attuato tutte le contromisure necessarie per ridurre al minimo il danno ambientale e per prevenire incidenti futuri attraverso l'upgrading delle infrastrutture.

Dicitti umani

Avviato nel 2017 un gruppo di lavoro sui Diritt Umani nel business supportato dal Danish; Institute for Human Rights. Joconfronto trait processi aziendali e gli standard internazionali (UN Guiding Principles on Business and Human Rights) ha consentito la definizione di una roadmap per migliorare ulteriormente le performance in materia di Diritti Umani.

83192608

PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI

		2017	2016	2015
Ricavi della gestione caratteristica	(€ milioni)	66.919	55.762	72.286
Utile (perdita) operativo		8.012	2.157	(3.076)
Utile (perdita) operativo adjusted(s)		5.803	2.315	4.486
Utile (perdita) netto adjusted[3](b]		2.379	(340)	803
Utile (perdita) netto(b)		3.374	(1.051)	(7.952)
Utile (perdita) netto - discontinued operations(6)			(413)	(826)
Utile (perdita) netto di Gruppolbl (continuing e discontinued operations)		3.374	(1.464)	(8.778)
Flusso di cassa netto da attività operativa		10.117	7.673	12.155
Flusso di cassa netto da attività operativa prima della variazione del capitale circolante a costi di rimpiazzo(a)		8.458	5.386	8.510
Investimenti tecnici		8.681	9.180	10.741
di cui: ricerca esplorativa		442	417	રેકેટ
sviluppo riserve di idrocarburi		7.236	7.770	9.341
Dividendi per esercizio di competenzale)		2.881	2.881	2.880
Dividendi pagati nell'esercizio		2.880	2.881	3.457
Totale attività a fine periodo		114.928	124.545	139.001
Patrimonio netto comprese le interessenze di terzi		48.079	53.086	57.409
Indebitamento finanziario netto		10.916	14.776	16.871
Capitale investito netto		58.995	67.862	74.280
di cui: Exploration & Production		49.801	57.910	53.968
Gas & Power		3.394	4.100	5.803
Refining & Marketing e Chimica		7.440	6.981	6.986
Prezzo delle azioni a fine periodo	(€)	13,8	15,5	13.8
Numero medio ponderato di azioni in circolazione	(milioni)	3.601,1	3.601,1	3.601,1
Capitalizzazione di borsalo)	(€ miliardi)	50	56	50

(a) Misure di risullato Non-GAR:
(b) Di competenza azionisti Eni.
(c) Limporto 2017 (relativamente al saldo del dividendo) è stimato.
(d) Prodotto del numero delle azioni

PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI

		2017	2016	2015
Utile (perdita) netto
· per azionelo)	(€)	0,94	(0,29)	(2,21)
· per ADR(o)(b)	(\$)	2,12	(0,65)	(4,90)
Utile (perdita) netto adjusted
· per azione (o)	(€)	0,66	(0,09)	0,37
· per ADR(0)(b)	( 8)	1,49	(0,20)	0,82
Cash flow				3,58
· per azione (a)	(€)	2,81	2,13
- per ADR(010)	( 8)	6,35	4,72	7,95
Return on average capital employed (ROACE) adjusted	(%)	4,7	0,2	1,8
Leverage		23	28	29
Gearing		18	22	23
Coverage		દ, ર	2,4	(2,4)
		1,5	1,4	1,4
Current ratio		92,7	51,9	76,3
Debt coverage	(E per azione)	0,80	0,80	0,80
Dividendo di competenza	(%)	(5,6)	19,2	1,1
Total Share Return (TSR)		85	(197)	(33)
Pay-out				5,7
Dividend yieldis)		5,7	5,4

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

UTILE OPERATIVO ADJUSTED

2017

MID-DOWNSTREAM

(2,1)

(€ miliardi) 2015-2017 : 2012-2014

		SUIT	SULO	CULT
	(numero)	32.934	33.536	34.196
Dipendenti in servizio a fine periodo TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	[infortuni totali registrabili/ore lavorate J x 1.000.000	0.33	0,35	0,45
		0,30	0,36	0,41
di cui: dipendenti		0,34	0,35	0,47
contratisti	(barili)	6.464	5.913	16.481
Volumi totali oil spill (>1 barile)		3.236	4.682	14.847
di cui: da atti di sabotaggio e terrorismo		3.228	1.231	1.634
operativi	(milioni di tonnellate di CO,eq)	42,52	41,46	42,32
Emissioni dirette di gas serra (GHG)		32,65	31,99	32,22
di cui: CO, equivalente da combustione e da processo		6.83	5,40	5,51
CO, equivalente da flaring		1,46	2,40	2,79
CO, equivalente da metono incombusto e da emissioni fuggitive		1,58	1,67	1,80
CO, equivalente da venting

		2017	2016	2015
Exploration & Production	(numero)	11.970	12.494	12.821
Dipendenti in servizio a fine periodo	(infortuni totali registrabili/ore lavorate ) x 1.000.000	0,28	0,34	0,34
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(milioni di boe)	6.990	7.490	6.890
Riserve certe di idrocarburi	anni	10,5	11,6	10,7
Vita utile residua delle riserve certe	(migliaia di boe/giorno)	1.816	1.759	1.760
Produzione di idrocarburi(s)	(%)	103	193	148
Tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe	(\$/boe)	8.7	2.0	(3,8)
Profit per boe(b)		6,6	6,2	7,2
Opex per boe(s)		20,2	12,9	20,9
Cash flow per boe(s)		10,4	13,2	19,3
Finding & Development cost per boe (c)		23,45	21,78	23,54
Emissioni dirette di GHG	[milioni di tonnellate di CO2eq]	0,162	0,166	0.177
Emissioni di CO,eq/produzione lorda di idrocarburi (100% operata)[4]	(tonnellate di CO,eq/tep) (%)	ਵੇਰੇ	ટેક	56
% di acqua di formazione reiniettata		2.283	1.950	1.986
Volume di idrocarburi inviato a flaring	(milioni di metri cubi)	1.556
di cui: di processo			1.097
Oil spill operativi (>1 barile)	(barili)	3.022
a) Include la quota Eni delle joint venture e collegate valutate con il metodo del patrimonio netto. b] Relativo alle società consolidate.

(c) Nedia cirinnale.
(c) Produzione di idrocarburi da giacimenti interamente operati da Eni (100%) pari a: 127 mln di tep, i ipetitivamente nel 2017 2016

FOR FORCE 204F

8 3 1 9 2 609

			2016	2015
		2017
Gas & Pourer	(numero)	4.313	4.261	4.484
Dipendenti in servizio a fine periodo	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,37	0.29	0,89
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(miliardi di metri cubi)	80,83	86.31	87,72
Vendite gas mondo		37,43	38,43	38,44
di cui: in Italia		43,40	47,88	49,28
internazionali	(milioni)	2,2	7,8	7,9
Clienti in Italia	(milioni di tonnellate di CO, eq)	11,23	11,17	10,57
Emissioni dirette di GHG		ਤਰ ਤ	388	409
Emissioni di GHG/energia elettrica equivalente prodotta [EniPower]	(gCO, eq/kWheq) (GW)	4,7	4,7	4,9
Capacità installata centrali elettriche	terawattora	22,42	21,78	20,69
Energia elettrica prodotta		35,33	37,05	34,88
Vendite di energia elettrica	(scala da 0 a 100)	86,7	86,2	85,6
A 1 -- - 1 die fagiona clianti

		2017	2016	2015
Refining & Marketing e Chimica	(numero)	10.916	10.858	10.995
Dipendenti in servizio a fine periodo	(infortuni totali registrabili/ore lavorate) x 1.000.000	0,62	0,38	1,07
TRIR (Indice di frequenza infortuni totali registrabili)	(barili)	194	134	427
Oil spill operativi (>1 barile)	[milioni di tonnellate di CO,eq]	7,82	8,50	8,19
Emissioni dirette di GHG	[migliaia di tonnellate di S0,eq)	5,18	4,35	6,17
Emissioni S0 (ossidi di zolfo)	(milioni di tonnellate)	24,02	24,52	26,41
Lavorazioni in conto proprio	(4)	25,0	24,3	24,5
Quota di mercato Rete in Italia	(milioni di tonnellate)	8,54	8,59	8,89
Vendite di prodotti petroliferi Rete Europa	(numero)	5.544	5.622	5.846
Stazioni di servizio Rete Europa a fine periodo	[migliaia di litri]	1.783	1.742	1.754
Erogato medio per stazione di servizio Rete Europa		548	548	548
Capacità bilanciata delle raffinerie	(migliaia bbl/g)	360	360	360
Capacità delle bioraffinerie	[migliaia di tonnellate/anno]	206	181	179
Produzione di biocarburanti	(migliaia di tonnellate)
Emissioni di GHG/ quantità lavorate in ingresso	(tonnellate CO,eq/kt)	258	278	253
[materie prime e semilavorate] dalle raffinerie	(migliaia di tonnellate)	5.818	5.646	5.700
Produzioni di prodotti petrolchimici		3.712	3.759	3.801
Vendite di prodotti petrolchimici	(%)	73	72	73
Tasso di utilizzo medio degli impianti

6.20.25 10.

2500 2:400000 2014120 09:5 01

TEMI RILEVANTI DI SOSTENIBILITÀ 83 102 670

E PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER E PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER

| Processo di determinazione dei temi rilevanti di sostenibilità per Eni

Annualmente Eni definisce e rendiconta sui temi rilevanti di sostenibilità per la società e per gli stakeholder. La definizione di tali temi si basa su un processo di identificazione e prioritizzazione che comprende:

ANALISI DI SCENARIO DI SOSTENIBILITÀ

Analisi del contesto in cui Eni opera, evidenziando i temi emergenti di sostenibilità, le tematiche rilevanti e lo stato di avanzamento rispetto agli obiettivi prefissati. Tale analisi di scenario è presentata e approfondita in occasione del Comitato Sostenibilità e Scenari e approvata dal Consiglio di Amministrazione di Eni.

RISULTATI DEL RISK ASSESSMENT

ldentificano i principali rischi di Eni tra cui anche quelli con potenziali impatti ambientali, sulla salute e sicurezza, sociali e reputazionali.

PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER

Processo che identifica i temi prioritari per i diversi interlocutori aziendali. Definito in accordo a standard internazionali quali il Global Reporting Initiative, (GRI), l'Accountability AA1000 e le linee guida IFC "Stakeholder Engagement: A Good Practice Handbook for Companies Doing Business in Emerging Markets" che tiene in considerazione gli impatti potenziali sugli stakeholder in relazione alle tematiche ambientali, sociali e di governance (ESG).

l temi che emergono dalle analisi e valutazioni costituiscono la base per la definizione delle di sostentibilità di nor stratagic l colli che energento calle diffici e videle linee di business, e sulle quali viene successivamente elaborato il parescenzioni il in escretario a processivalità in a commiss co di Eni, emesse ueli Anniministratore del Tali Linee Guida identificano i temi rilevanti, materiali di sostenibilità che eternina qualciniale e vengono dell'includio nel breve, medlo e lungo termine. Tali temi sono rappresentati di seguito secondo le tre leve del modello di business (Percorso di Decarbonizzazione, Modello Operativo, Modello di Cooperazione) .

PERSONE DI ENI

INTERNAZIONALI

Piano di comunicazione

interno focalizzato

E SINDACATI

NAZIONALI E

8319264

Prospettiva degli stakeholder

COMUNITÀ FINANZIARIA

Presentazione del piano strategico a Londra e Milano e Road-show del top management. Conference call sui risultati trimestrali. Partecipazione a conference tematiche organizzate dalle banche. Road-show su temi di governance del Presidente a Londra. Parigi e Milano. Ingaggio con il mercato su temi industriali, finanziari e ESG anche in relazione all'Assemblea degli Azionisti.

COMUNITA LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION

CONTRATTISTI

FORNITORI

e partner

COMMERCIALI

Richiesta di rispetto del

Guida Eni per la Tutela

e Promozione dei Diritti

Umani e il Modello 231.

Incontri con imprese locali

volti a illustrare i valori di

sostenibilità di Eni (es.

rispetto Diritti Umani).

Premiazione con Eni Safetu

Award dei fornitori con le

migliori performance di

Eventuali comunicazioni

di non conformità/aree

a fronte di processi di

qualifica.

di miglioramento emerse

sicurezza dell'anno.

Codice Etico Eni, le Linee

Avvio di attività di consultazione con le autorità e le comunità locali per la programmazione, gestione e realizzazione di iniziative per il territorio in Congo (sviluppo ed implementazione del CATREP), Iraq (pianificazione attività educative di lungo termine), Egitto (pianificazione attività di sostenibilità legate a Zohr), Nigeria (rinegoziazione dei singoli MoU di sostenibilità legati ad ogni comunità). Consultazioni pubbliche nell'ambito dei processi di permitting ed operativi in Myanmar, Mozambico, Montenegro, Messico, Kazakhstan e Ghana. Dialogo continuo con il Community Resettlement Committee nell'area di Palma e Mozambico, a supporto del processo di resettlement.

CATEGORIA STAKEHOLDER

PRINCIPALI ATTIVITA SVOLTE NEL 2017

su strategia, obiettivi, risultati di Eni e sui temi dell'integrazione, declinato in: a) Organizzazione e processo (Leadership Meeting; Global Engage; NOI per la squadra; Safety & Environment Day 2017); b) Integrazione di competenze ed esperienze (sharing di best practices, storytelling, supporto all'organizzazione e alla comunicazione di iniziative dedicate); c) Cultura e comportamenti. Incontro con i sindacati nazionali e internazionali, nell'ambito del Global Framework Agreement1, per un confronto sulle diverse realtà sociali e sindacali presenti nei Paesi di provenienza dei rappresentanti dei lavoratori.

TEMI MATERIALI

ปี
Integrita e trasparenza
Cambiamento climatico ed efficienza energetica
Salue e sicurezza sul lavoro
Clima organizzativo e welfare
Gestione degli impatti ambientali
Tutela dei diriti umani ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Creazione divalore economico e finanziario
Corettezza e trasparenza delle politiche commerciali …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Gestione sosterible della supply chain
Relazioni con le comunità e sviluppo
Asset integrity e gestione delle emergenze
Corporate governance
Side per lo sviluppo ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Rischi e vulnerabilità nel settore energetico ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………
Capacità di risposta alle esigenze dei clienti …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………

( 1) Global Framewak Ageement sulle Relazionele e sulla Responsbilità Sociale dell'Impresa, sotoscrito da Eni nel ZII con IndustriAL Global Union e con le Organizzazioni Sindacali di Settore Italiane.

17 TEMI RILEVANTI DI SOSTENIBILITÀ E PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER

83192 612 246127:32 ORGANIZZAZIONI ADESIONE UNIVERSITÀ ISTITUZIONI CLIENTI E DI ADVOCACY E CENTRI ORGANIZZAZIONI NAZIONALI, CONSUMATORI INTERNAZIONALI VOLONTARIE DI RICERCA EUROPEE. E NAZIONALI E ASSOCIAZIONI E INTERNAZIONALİ DI CATEGORIA Dialogo proattivo e Adesione e partecipazione Rinnovato accordo Eni/MIT Incontri su temi energetici Dialogo con Associazioni a OGCI3, IPIECA4, WBCSD5, scambio di informazioni su per i prossimi 4 anni su con rappresentanti dei Consumatori (AdC) tematiche di sostenibilità UN Global Compact, sviluppo di tecnologie per politico-istituzionali locali, nazionali/locali sui inerenti i principali siti di contrastare il cambiamento CIDUS, Elli'. Interazione/ temi della sostenibilità nazionali, europei ed presenza Eni. collaborazione con Danish climatico. circolare, nei settori internazionali, compresa Institute for Human Rights Accordo triennale di la rete diplomatica della chimica e della and Business. Iniziative di collaborazione con italiana all'estero e raffinazione. Workshop su formazione e promozione l'Università di Bologna le rappresentanze risanamento ambientale/ su specifiche tematiche di su temi di R&S in campo bonifiche sostenibili diplomatiche estere sostenibilità. Contributo in Italia e di organismi energetico. Realizzazione realizzate da Syndial, su alla realizzazione di "Eni Award Lectures", internazionali. mobilità sostenibile ed materiale specifico (es. ciclo di lezioni tenute dai Partecipazione attiva a energie rinnovabili. Guidelines, webinar, ecc.) vincitori delle precedenti tavoli tecnico istituzionali, Sponsorizzazione del edizioni di Eni Award e da e condivisione delle best progetto "Mobiltime" commissioni miste/ practices. membri della Commissione intergovernative a per la promozione della Cicli di incontri con focus sui temi di ricerca. mobilità sostenibile nelle consultazioni pubbliche, su procedure di accredito business forum città italiane. fornitori Eni. Convegni con internazionali e momenti 5 incontri territoriali con testimonianze aziendali di confronto promossi dal le AdC del CNCU2. su temi di sostenibilità. Governo e dal Parlamento Partecipazione agli incontri italiano. Attività degli organi associativi d'informazione e relazione e dei tavoli di lavoro con stakeholder nazionali specialistici. e locali per riavvio negoziazioni con MISE/ Regioni. Dialogo continuo con Commissione Europea e Parlamento Europeo sui temi di decarbonizzazione, mobilità, accesso all'energia e sviluppo. (5) World Business Council for Sustainable Development.

[2] Consiglio Nazionale dei Consumatori e degli Utenti.

(3) Oil and Gas Climate Initiative.

(4) Associazione del settore oll&gas che si occupa dei temi ambientali e sociali.

(6) Comitato Interministeriale Diritti Umani. [7] Extractive Industries Transparency Initiative.

MODELLO DI BUSINESS

Il modello di business di Eni è volto alla creazione di valore di lungo termine, sia per l'azienda che per gli stakeholder, attraverso il conseguimento degli obiettivi di redditività e di crescita, l'efficienza, l'eccellenza operativa e la prevenzione dei rischi di business. Eni riconosce che la principale sfida del settore energetico è l'accesso alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti, contrastando il cambiamento climatico. Per rispondere a questa sfida Eni ha adottato una strategia integrata volta a conseguire

obiettivi operativi coniugando solidità finanziaria con sostenibilità sociale e ambientale, che fa leva su:

· un percorso di decarbonizzazione;

· un modello operativo che riduce i rischi di business oltre agli impatti sociali e ambientali;
· un modello di cooperazione con i Paesi ospitanti che si fonda su partnership durature di collaborazione. In quest'ottica, il sostegno allo sviluppo dei Paesi al fine di favorire l'accesso alle risorse

energetiche in maniera efficiente e sostenibile per tutti, la valorizzazione delle persone, la tutela dell'ambiente, la lotta al cambiamento climatico, la salvaguardia della salute e della sicurezza, il rispetto dei diritti umani, dell'etica e della trasparenza, rappresentano i valori fondamentali integrati nel modello di business di Eni.

Da sempre il Consiglio di Amministrazione di Eni si è riservato un ruolo centrale nella definizione delle politiche e delle strategie di sostenibilità e nella verifica dei relativi risultati.

Nello svolgimento dei propri compiti in materia, il Consiglio è supportato dal Comitato Sostenibilità e Scenari, istituito nel 2014 dal Consiglio di Amministrazione stesso. A testimonianza dell'importanza che Eni riserva a tali tematiche, anche

per il 2017, nel Piano di Incentivazione variabile annuale dell'Amministratore Delegato e coerentemente per tutti i Dirigenti con responsabilità strategica, sono stati previsti obiettivi di sostenibilità.

Per conseguire tali obiettivi Eni si è dotata di modelli di gestione e organizzazione, strumenti operativi e gruppi di lavoro interfunzionali, sui diversi ambiti della sostenibilità, riportati nella tabella seguente.

O DI BUSINESS 19

83192 16.14

전

SCENARIO 9 2 6 E STRATEGIA

Il mercato e il contesto competitivo

Transizione verso un energy mix a minore intensità carbonica Le compagnie operanti nel settore energetico sono chiamate a rispondere a una duplice sfida: soddisfare il crescente fabbisogno energetico, lavorando per costruire un futuro in cui tutti possano accedere alle risorse energetiche in maniera efficiente e sostenibile, e limitare le proprie emissioni in atmosfera contribuendo al graduale processo di decarbonizzazione del sistema energetico, in conformità con le decisioni prese in ambito COP a partire da Parigi 2015. Al 2040 la popolazione mondiale passerà da 7 a 9 miliardi e la domanda di energia aumenterà di circa il 30%. Ci sarà anche

uno spostamento geografico nel consumo e il 70% della domanda di energia verrà dai Paesi non-OCSE, che rappresentano circa l'85% della popolazione mondiale. In questo contesto il gas naturale 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. Si registra una crescente consapevolezza della necessità di promuovere politiche a favore della sostituzione del carbone nella generazione elettrica.

Piano industriale

Il Piano industriale 2018-2021 proietta una progressiva crescita del prezzo fino a 72 \$/barile, valore di equilibrio di lungo termine in linea con l'andamento dei fondamentali. Il processo di profonda trasformazione del modello di business Eni, intervenuto nel periodo 2014-2017, ha consentito di ottenere un Gruppo oil&gas fortemente integrato lungo la catena del valore, rafforzato ed in continua crescita nel settore upstream, ristrutturato nei business mid-downstream e più solido finanziariamente; tale processo è stato accompagnato e sostenuto anche da interventi organizzativi, per rendere più efficace l'integrazione tra le varie funzioni aziendali. Gli obiettivi operativi, economici e finanziari del piano 2018-2021 sono orientati allo sviluppo dell'attività e alla crescità del valore dei singoli business e sono caratterizzati da un elevato grado di maturità e solidità grazie al livello di avanzamento delle azioni previste per il loro raggiungimento, quali: il ramp-up produttivo dei campi recentemente avviati in produzione, l'avanzamento delle attività necessarie per il sanzionamento dei progetti a supporto della nuova crescita produttiva, le rinegoziazioni dei contratti di approvvigionamento gas, la contrattualizzazione dei volumi di GNL, il ridotto livello di break-even dell'attività di raffinazione, l'integrazione e specializzazione della chimica, nonché la chiara strategia di decarbonizzazione e sviluppo dei business green, sulla base di un modello distintivo. Fra le azioni avviate, che genereranno valore incrementale, continuerà a svolgere un ruolo chiave la diffusione della tecnologia digitale che consentirà di migliorare la sicurezza sul lavoro e cogliere nuove opportunità di sviluppo ed efficienza. Il basso livello del prezzo di break-even degli investimenti in fase esecutiva, la disciplina economica, finanziaria e tecnica, unitamente alle azioni volte a ridurre gli impatti ambientali, combinati con la crescente integrazione del portafoglio Eni, consentiranno di catturare ulteriore valore e renderanno la società ancor più resiliente e solida dal punto di vista finanziario.

Nel quadriennio 2018-2021 gli obiettivi di cash neutrality risultano in miglioramento rispetto al precedente piano; in particolare nel 2018 il flusso di cassa da attività operativa garantirà la copertura integrale degli investimenti e dei dividendi in corrispondenza di un prezzo del Brent di circa 55 \$/barile, ulteriormente ridotto a 50 \$/barile a fine piano grazie alla crescita di tutti i business e alla continua disciplina negli investimenti.

OBIETTIVI 2018-2021

<€39 mld nel quadriennio

(investimenti+dividendi) ~55 \$/barile nel 2018 -50 \$/barile nel 2021

L'anno del ribilanciamento

Nel 2017, dopo tre anni di surplus, i tagli di produzione OPEC e non OPEC e la forza della domanda hanno portato al ribilanciamento. A fine 2017 le scorte totali OCSE si avvicinano alla media degli ultimi 5 anni, in linea con l'obiettivo OPEC. Le tensioni geopolitiche tornano a giocare al rialzo. Per contro la crescita del tight-oil USA ha alimentato fasi di elevata volatilità: nonostante un tasso di crescita inferiore agli anni del boom, la natura short cycle del tight-oil e l'entrata del greggio USA nell'export internazionale restano fattori di volatilità per il mercato. Il Brent chiude il 2017 con una media di 54,3 \$/barile (+10 \$/barile rispetto al 2016), superando la soglia dei 65 \$/barile a fine anno.

La strategia dell'OPEC guiderà anche il 2018

L'estensione dei tagli per tutto il 2018 e la successiva strategia di controllo del mercato da parte OPEC sostiene il prezzo nell'anno, aiutato anche dalle diffuse disruption di natura geopolitica, in primis il Venezuela che ha raggiunto livelli produttivi paragonabili a quelli di trent'anni fa. Anche il taglio degli investimenti dello scorso biennio potrà contribuire a mantenere prezzi elevati determinando un gap rispetto alla domanda attesa.

Migliora il contesto del mid-downstream europeo

In Europa il processo di razionalizzazione in atto dal 2008 si è attenuato da fine 2014, in concomitanza con una ripresa dei margini e della domanda. Nel 2017 non ci sono state chiusure di capacità, in un contesto di margini ancora forti, nonostante l'aumento del prezzo del Brent. Nei prossimi anni la raffinazione europea continuerà a beneficiare della forza della domanda e dell'impatto IMO al 2020, che favorirà la reddittività delle raffinerie complesse a discapito di quelle semplici a rischio di chiusura. Tuttavia i raffinatori europei, avendo chiuso gran parte delle loro raffinerie meno redditizie, saranno meno penalizzati. L'Europa rimarrà il raffinatore marginale in un contesto globale di elevata concorrenza da parte degli operatori in Medio Oriente, USA, Russia e Asia che presentano vantaggi competitivi in termini di costo di approvvigionamento ed efficienza.

Upstream

Valorizzazione e crescita del portafoglo esplorativo di scoprire 2 millardi di bee contribuire alla diversificazione geografica. onzione e crescente sorportare e mi convenzionali e ad alta equity in coerenza con il "Dual Exploration Model".

Reloading del portafoglio esplorativo con prospettività a liquidi ad elevata materialità.

neloading del portanglio opiorativo son tro time-to-market e cash flow immediati in Paesi con infrastrutture operate.
Graduale ripresa dell'esplorazione su temi "high risk high reward".

Perforazione di circa 115 pozzi in più di 25 Paesi.

Crescita della generazione di cassa con un free cash flow cumulato 2018-2021 pari a €22 miliardi.

escita della generazioni di Lassa con un resso medio annuo del 3,5% con focus sul valor, grazie al contributo dei progetti giornes Crescita delle produzioni nel periodo coto-colta al tusos niello dines e l'over boe superiore alla media del portafoglio; al 2025 attesa ulteriore crescita della produzione al tasso medio annuo del 3%.
diccho e rafforzamento di iniziative integrate con il settore Gas & Power per la valorizzazione del gas equity.
Avvio e ramorzanento di iniziative ilhegrale com Schole di Province e l'ine diridure il rischio di esecuzione e l'inine e del "Man Produciria Rafforzamento di Palizzazione definizione riferimento al contenimento dei costi operativi e alla riduzione del "Non Productive Time" anche attraverso la digitalizzazione dei processi.

OBIETTIVI 2018-2021 UPSTREAM

produzione organica

€99 mld nel quadriennio

nel quadriennio

BREAK-EVEN COMPLESSIVO NUOVI PROGET IN ESECUZIONE <30 \$/boe

COPERTURA ORGANICA DEGLI INVESTIMENTI ~40 \$/bde nel quadriennio

Mid-downstream

GAS & POWER

Crescita dei risultati economico-finanziari nell'arco del quadriennio con un utile operativo adjusted pari a €0,8 miliardi nel 2021 e un free cash flow cumulato 2018-2021 pari a € 2,4 miliardi.

v Cumulato LUIV-DEL parra e c., millio.
Crescita dell'attività GNL attraverso lo sviluppo e il rafforzamento dell'integrazione con upstream (1 milizzazione commercializ- Crescita dell'attività di Lattavello di Viluni GNL contrattualizzati pari a 12 milioni di tonnellate/anno nel 2021 e pari a 14 milioni di tonnellate/anno nel 2025.

u romellate/anno no italia.
Proseguimento della ristrutturazione del portafoglio di approvvigionamento, attraverso la ridefinizione del rapporto con i fornitori di gase la riduzione dei costi di logistica.

rrazione del custo di ogistica.
Crescita e valorizzazione della customero retail anche attraverso lo sviluppo di nuovi prodotti seri a 11 milioni in Clescia e valonzzazione della costone dei canali e delle operazioni digitali. Nel 2021 numero dienti pari a 11 milioni, in crescita del 25% rispetto al 2017.

REFINING & MARKETING

Crescita dei risultati economico-finanziari nell'acco del quadriennio con un utile operativo adjusted pari a di €0,9 miliardi nel 2021 e un free cash flow cumulato 2018-2021 pari a €2,1 miliardi.

Riduzione del margine di break-even dell'attività di raffinazione a 3 \$/barile a fine 2018.

Completamento della riconversione green di Gela e della seconda fase della green refinery di Venezia. Nel marketing consolidamento della presenza nei Paesi in cui operiamo. Nel marketing collabilizane delle presenza nelle attività operative e il conseguimento di una sempre maggiore efficienza.
Crescente impiego della leva digitale per l'ottimizz

CHIMICA

Utile operativo adjusted in crescita e pari a €0,4 miliardi nel 2021 e free cash flow cumulato di €0,3 miliardi nel quadriennio.

le operativo agiste in crescita e parto co) Primento dell'integrazione, l'efficienza, il migliore utilizzo degli asset esistenti e la realizzazione di nuovi impianti.

lizzazione di nuovi iniplani.
Upgrade del portafoglio mediante l'incremento dei prodotti differenziati, lo sviluppo di nuovi prodotti da attività R&S nonché l'acquisizione di nuove tecnologie.

uriluove lecilologie.
Sviluppo internazionale rafforzando la propria presenza in Asia e aumentando la presenza commerciale nelle Americhe e in Estremo Oriente.

mo uriente.
Consolidamento delle iniziative "green" in coerenza con la strategia di decarbonizzazione, facendo ricorso naturale e sviluppando tecnologie "bio".

OBIETTIVI 2018-2021 MID-DOWNSTREAM

12 mln ton/a nel 2021

a fine 2018

nel 2021

€4,7 mld nel quadriennio

Eni Rella 2012 11:3

Remunerazione degli azionisti

In considerazione dei risultati conseguiti e della crescita attesa nell'orizzonte di Piano di tutti i business, Eni intende aumentare il dividendo del 2018 a €0,83 per azione, interamente pagato per cassa. La politica di remunerazione agli azionisti sarà progressiva e legata alla crescita dei risultati underlying e del free cash flow; il riacquisto di azioni proprie rimarrà un'opzione per la distribuzione della cassa in eccesso rispetto al target leverage di 0,20-0,25.

| Focus su decarbonizzazione

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; obiettivo al 2025 è ridur-
re l'indice di intensità emissiva GHG del business upstream del 43% rispetto al 2014, attraverso progetti volti alla eliminazione del flaring da processo, alla riduzione delle emissioni fuggitive di metano (al 2025: -80% vs. 2014) e alla realizzazione di interventi di efficienza energetica; gli investimenti a supporto di tale target

corrispondono ad una spesa nel 2018-21 di circa €0,6 miliardi al 100% e con riferimento alle sole attività upstream operate; portafoglio oil&gas "low carbon", caratterizzato da progetti convenzionali, sviluppati per fasi e a bassa intensità CO2. I nuovi progetti upstream in esecuzione presentano un break-even complessivo inferiore a 30 \$/barile e 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;

sviluppo dei 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 bioraffineria di Venezia e completamento, entro la fine del 2018, di quella di Gela; (iii) consolidamento nella chimica verde, con produzione di bio-intermedi a Porto Torres, studi e partnership con altri operatori. Gli investimenti dei business green nel quadriennio 2018-21 sono superiori a €1,8 miliardi inclusa la spesa R&S al servizio del percorso di decarbonizzazione;
impegno in attività di ricerca scientifica e tecnologica (R&S) elemento fondamentale per raggiungere la massima efficienza nel processo di decarbonizzazione.

OBIETTIVI AL 2025

-43% rispetto al 2014

rispetto al 2021

GAS FLARED

ero routine gas flaring

VOLUMI GNL CONTRATTUALIZZATI

14 min ton/a nel 2025

-80% rispetto al 2014

INSTALLATA DA ENERGIE RINNOVABILI

Eni ha sviluppato e adottato un Modello di Risk Management Integrato (di seguito Modello RMI) finalizzato ad assicurare che il management assuma (di seguito Modello Kivi), kenendo in adeguata considerazione i rischi! attuali e prospettici, anche di medio e lungo termine, nell'ambito di una visione attuali e prospettiei, anche anche a rafforzare la consapevolezza, organica e compressita valutazione e gestione dei rischi possa incidere sul raggiungimento degli obiettivi e sul valore dell'azienda.

| Il Modello di Risk Management Integrato

Il Modello RMI è caratterizzato da un approccio strutturato, ispirato alle best practice internazionali e definito sulla base degli indirizzi del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi (v. pag. 29), che prevede una governance declinata su tre livelli di controllo. La Risk Governance attribuisce un ruolo centrale al Consiglio di Amministrazione (CdA), il quale definisce la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici, includendo nelle proprie valutazioni tutti i rischi che possano assumere rilievo nell'ambito della sostenibilità del business nel medio-lungo periodo. Previo parere del Comitato Controllo e Rischi, il CdA definisce, inoltre, le linee guida per la gestione dei rischi, affinché i principali rischi di Eni siano correttamente identificati, valutati, gestiti e monitorati. L'Amministratore Delegato (AD) di Eni dà esecuzione agli indirizzi del CdA; in particolare, avvalendosi del processo RMI, assicura l'identificazione, la valutazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi, che sottopone trimestralmente all'esame del CdA, tenendo

in considerazione l'operatività e i profili di rischio specifici di ciascuna linea di business e dei singoli processi, per una politica di governo dei rischi integrata. L'AD assicura inoltre che il processo RMI si evolva in coerenza con le dinamiche di business e di contesto normativo. Infine, il Comitato Rischi, presieduto dall'AD, svolge funzioni consultive nei suoi confronti in merito ai principali rischi: a tal fine, esamina ed esprime pareri, su richiesta dell'AD, in relazione alle principali risultanze del processo RMI.

IL MODELLO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO

(*) Include la funzione Risk Management Integrato.

[ 1 ] Eventi potenziali che possono influire sull'atti e il cui accadimento potrebe influenzare il raggiungimento del principali obiettivi aziendali.

| Il processo di Risk Management Integrato

Il processo prevede una gestione integrata del rischio continua e dinamica, che valorizzi i sistemi già esistenti a livello di linea di business e di processi aziendali, promuovendone l'armonizzazione con le metodologie e gli strumenti specifici del Modello RMI.

Il processo, regolato dalla "Management System Guideline (MSG) Risk Management Integrato" emessa a luglio 2016, è stato rivisto e ampliato in modo da rafforzare l'integrazione con i processi decisionali aziendali. Si compone dei seguenti sotto-processi: (i) indirizzi sulla gestione dei rischi, (ii) risk strategy, (iii) risk assessment & treatment, (iv) risk monitoring, [v] risk reporting, e (vi) risk culture. Il processo RMI è attuato con un approccio "top-down e risk-based" che parte dal contributo alla definizione del Piano Strategico di Eni (risk strategy) attraverso l'individuazione di specifici obiettivi di de-risking, l'analisi del profilo di rischio sottostante alla proposta di piano, anche tramite stress test volti a misurare la resilienza economico-finanziaria rispetto agli obiettivi strategici, nonché l'individuazione di azioni strategiche di trattamento. Tali attività, svolte in modo coerente e integrato con il processo di pianificazione strategica, supportano le valutazioni del CdA in merito

all'accettabilità del profilo di rischio del Piano Strategico sottoposto alla sua attenzione. Si prosegue con i cicli periodici di "risk assessment & treatment" e di monitoraggio, l'analisi del profilo di rischio specifico delle operazioni rilevanti, nonché le analisi integrate di rischi comuni a più business e/o funzioni. La valutazione dei rischi è svolta adottando metriche che considerano sia i potenziali impatti quantitativi (economico-finanziari o operativi) sia qualitativi (come ambiente, salute e sicurezza, sociale, reputazione, ecc.) e la loro prioritizzazione si basa sull'utilizzo di matrici multidimensionali che consentono di ottenere il livello di rischio come combinazione di cluster di probabilità di accadimento e cluster di impatto. Le valutazioni di tutti i rischi sono espresse a livello inerente e a livello residuo (tenendo conto delle azioni di mitigazione implementate ). Il portafoglio dei top risk Eni è composto di 20 rischi classificati in: (i) rischi di natura esterna, (ii) rischi di natura strategica e, infine, (ili) rischi di natura operativa (v. Obiettivi, rischi e azioni di trattamento). Nel corso del 2017 sono stati effettuati due cicli di assessment: nel primo semestre è stato svolto l'Annual Risk Profile

Assessment, che ha coinvolto 81 società controllate presenti in 28 Paesi, mentre nel secondo semestre è stato svolto l'Interim Top Risk Assessment, che ha riguardato l'aggiornamento delle valutazioni e il trattamento dei top risk di Eni e dei principali rischi a livello di business. Le risultanze relative ai due cicli di assessment sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a luglio e dicembre 2017. Sono stati effettuati tre cicli di monitoraggio sui top risk di Eni. Il monitoraggio dei rischi e dei relativi piani di trattamento, consente di analizzare l'andamento dei rischi (attraverso l'aggiornamento di opportuni indicatori) e lo stato di attuazione delle azioni di trattamento poste in essere dal management. Le risultanze relative al monitoraggio dei top risk sono state presentate agli Organi di Amministrazione e Controllo a marzo, luglio e ottobre 2017. Nel corso del secondo semestre 2017, la funzione RMI ha identificato gli obiettivi di de-risking relativi ai principali rischi Eni, formalizzati nelle Linee Guida 2018-2021 emesse dall'AD e ha elaborato i capitoli della Proposta di Piano Strategico 2018-2021 dedicati ai fattori di rischio (a livello consolidato e di business), includendo le relative azioni di mitigazione.

IL PROCESSO DI RISK MANAGEMENT INTEGRATO

La risk culture è volta a sviluppare un linguaglo comune e diffondere, a tutti i livelli organizzativi, un'adeguata cultura di gestione e gestione de rischi La isk culture è volta svilopare e difondere, a tutu nivelifezati, sirbinizativ, sirkini, sirkini, singiri, singlio, iniscione e gestion, del rischi
del risch le considere in del ischi al fine di favorie i raforzaneto dell'obiettiv e sul valezioni, la nik cutere è, inster e, inster e, inster e, inster e, instere e, inste, in alizzata a di varia natura può incidere sul ragiungimento degli obiettiv e sul valore del colore e, fisico, none, none, none, nelle mellere el melleneto delle melle metodologie promoovere una maggiore Gillosione e nel controllo dei rischi.

	AZIONI TRATTAMENT	sin dalla fase esplorativa, e diversificazione di business; · Riduzione dell'esposizione attraverso il Dual Exploration Model; Mantenimento di relazioni efficaci e durature con i Paesi produttori e gli stakeholder locali, anche attraverso progetti di sviluppo sociale territoriale e di sostenibilità; · Implementazione del sistema di gestione della security con analisi di misure preventive specifiche per sito. > Rif. pag. 93-95	· Supura di accordi Specifici su piam ai nentro miglicean al recupero dell'esposizione; · Securitization package, anche con ritiri in kind e/o utilizzo di escrow account dedicati; · Collaterali a mitigazione (garanzie sovrane, parent company garanties, lettere di credito); · Negoziazione di carry agreement. -> Rif. pag. 93-95
		CLIMATE CHANGE LANGE LA COM 90	PREZZO COMMODITY EAT
RISCHIO	RISCHIO PRINCIPALI EVENTI STRATEGICO DI	Climate change, con particolare riferimento ai driver correlati alla transizione energetica (scenario di mercato, evoluzione tecnologica e normativa, tematiche reputazionali), e al driver fisico [fenomeni meteo-climatici estremi/cronici].	Rischio di imbalance tra la domanda e l'offerta globale di greggio.
	AZIONI DI TRATTAMENTO	· Approvazione da parte del CdA del GHG Action Plan al 2025 e rafforzamento della tematica Climate Change nel Piano Strategico, con obiettivi di medio termine e investimenti in linea con l'Action Plan al 2025. Impegno nella definizione di una road-map di decarbonizzazione di lungo termine; · Partecipazione al Preparer Forum for oil&gas, nell'ambito della TCFD, per supportare il progressivo e corretto recepimento delle raccomandazioni emesse; · Rafforzamento del ruolo del gas come pilastro della transizione low carbon, anche attraverso impegni concreti nella riduzione delle emissioni di metano sull'intera value chain; · Sviluppo sostenibile del business green refinery e iniziative mirate di bio-based chemistry, nonché integrazione del business con le energie rinnovabili; · Sensitivity sul "Carbon Pricing": valutazione dei principali investimenti e analisi di resilienza del portafoglio allo scenario low carbon IEA; · Impegno nella ricerca low carbon con il Programma Energy Transition e partecipazione al fondo OGCI Climate Investments. > Rif. pag. 102-104	· Riduzione del prezzo di break-even dei nuovi progetti di investimento, azioni di efficienza diffuse e piani di dismissione di asset. > Rif. pag. 92-93
		INCIDENTI In COM	CONTENZIOSI CORRUZIONE
RISCHIO	PERATIVO PRINCIPALI RISCHIO EVENTI DI	Rischi di blow-out e altri incidenti rilevanti agli asset upstream, alle raffinerie e agli stabilimenti petrolchimici, nonché nel trasporto degli idrocarburi e prodotti derivati via mare e via terra (es. incendi, esplosioni, ecc.), con danni alle persone e agli asset ed impatti sulla redditività e sulla reputazione aziendale.	Impatto negativo sulla reputazione aziendale, sulla redditività e sulle prospettive di business a causa del mancato rispetto [reale o percepito] di leggi e regole, in particolare in tema di anti-corruzione, da parte del management, dei dipendenti o contrattisti.
			a del Cadion Eliga a Nodalla 221 o attività di viollanz

EVENTI
RISCHIO

PRINCIPALI

83192 621

Obiettivi, rischi e azioni di trattamento

Instabilità politica e sociale nelle aree di presenza, che può

attentati con interruzioni e perdite di produzione, interruzioni nelle forniture gas via pipe e danni alle persone e agli asset.

· Diversificazione geografica degli asset in portafoglio,

sfociare in conflitti interni, disordini civili, atti violenti, sabotaggio,

PAESE EM

TRATTAMENTO

· Nuova metodologia di classificazione dei pozzi complessi e "Real time monitoring" geologico e di perforazione dei pozzi complessi: · Sviluppo di strumenti digitali innovativi e big data analystics per migliorare le performance operative e a supporto della manutenzione preventiva (es. sala centralizzata per il monitoraggio real time degli asset produttivi); Asset Integrity Management;

Sviluppo tecnologico mirato e piani di gestione dell'emergenza; audit specialistici HSE e monitoraggio degli impianti;

Gestione e monitoraggio continuo delle operazioni di shipping tramite attività di vetting su navi ed operatori terzi.

Rif. pag. 95-96

parte di strutture organizzative dedicate. -> Rif, pag. 102

dell'etica aziendale e dell'integrità;

sulla corretta applicazione (ODV);

Program Anti-Corruzione, ecc.);

riporto dell'AD Eni;

· Presenza del Codice Etico e Modello 231 e attività di vigilanza

Presenza della Direzione di Compliance Integrata a diretto

Monitoraggio continuo dell'evoluzione normativa e relativo

Costante attività formativa in materia di anti-corruzione e

maggiore sensibilizzazione del management sulla cultura

Processo di analisi e trattamento delle segnalazioni, attività

di audit, presidio continuo nella gestione dei contenziosi da

adeguamento del corpo normativo interno (MSG, Compliance

PAESE/CONTROPARTE E

UPSTREAM

Credit&Financing risk partner upstream, relativo al ritardo

nell'incasso dei crediti o dei costi da recuperare.

RISCHIO ESTERNO

EVOLUZIONE NORMATIVA G&P E PAESE/CONTROPARTE E Possibile inasprimento del contesto normativo/regolatorio nazionale Rischio di credito commerciale relativo ai business e internazionale nel settore Gas & Power con potenziali impatti mid-downstream. in termini di redditività aziendale. Azioni istituzionali su iniziative normative e di policy potenzialmente MID-DOWNSTREAM critiche (es. ulteriori azioni di advocacy verso strategia europea Maggiore selettività della clientela sia nel segmento Retail, sia clima-energia 2030 e 2050, anche a valle dell'adozione della nel segmento Business (affidamento con introduzione SEN - Strategia Energetica Nazionale); di una soglia minima di rating in fase di acquisizione di nuova Continuo dialogo con le istituzioni e le Autorità di regolamentazione, clientela) : Collaterali a mitigazione (pre-pagamenti, lettere di credito, anche attraverso associazioni di categoria; Possibilità di ricorrere contro gli interventi normativi e regolamentari garanzie bancarie e/o Parent Company Guarantees); delle Autorità competenti a tutela degli interessi di Eni. Cessione crediti attraverso società di factoring; Riduzione del time to bill e assicurazione captive. > Rif. pag. 101 > Rif. pag. 93-95 CONTRATTI GAS E STAKEHOLDER TO B Potenziale disallineamento nel costo di fornitura e nei vincoli Rapporti con gli stakeholder locali e internazionali sulle attività minimi di prelievo previsti dai contratti di approvvigionamento dell'industry oil&gas, con impatti anche a livello mediatico. gas long-term rispetto alle attuali condizioni di mercato e gestione arbitrati/negoziati con i fornitori gas. Proseguimento del processo di ristrutturazione del Integrazione degli obiettivi e dei progetti di sostenibilità (es. portafoglio supply attraverso la rinegoziazione di prezzi-Community Investment) all'interno del Piano Strategico e del volumi: relativo processo di incentivazione; Bilanciamento del portafoglio attraverso la vendita dei volumi Piani di comunicazione mirati e iniziative di comunicazione non destinati ai normali canali commerciali sui mercati delle strategie e attività Eni anche attraverso social media finanziari (hub fisici e finanziari liquidi) sia in Italia sia nel con un target prevalentemente istituzionale; Nord Europa: Iniziative di incontro e ascolto degli stakeholder e Presidio continuo nella gestione degli arbitrati e negoziati da rafforzamento della presenza in aree critiche per intensificare parte di strutture organizzative dedicate. la gestione dei rapporti con le istituzioni locali e il territorio; Sviluppo di strumenti di misurazione e monitoraggio della > Rif. pag. 101 . reputazione aziendale (RepLab) per tutte le categorie di stakeholder. > Rif. pag. 96 contenziosi ambientali e sanitari ¡¡£ € CYBER SECURITY FAN Cyber Security & Spionaggio industriale. Contenziosi in materia ambientale e sanitaria ed evoluzione della normativa HSE con l'emergere di contingent liabilities, con impatti sulla redditività aziendale (costi per le attività di bonifica) e sulla corporate reputation. Modello di governance centralizzato della Cyber Security, con unità Presenza di un Sistema Integrato di Gestione HSEO; Presenza di una struttura organizzativa trasversale dedicata dedicate alla cyber intelligence e alla prevenzione, monitoraggio e gestione dei cyber attack; all'assistenza legale su tematiche HSE; Presidi normativi dedicati alla gestione della sicurezza informatica Definizione di percorsi con la Pubblica Amministrazione e alla tutela delle informazioni; [accordi di programma, transazioni, ecc.); · Piani operativi di aumento della sicurezza anche a liveljo di siti Presidio degli iter autorizzativi dei progetti di bonifica anche industriali, azioni di formazione e sensibilizzazione del personale attraverso un dialogo continuo con gli stakeholder e gli enti · Sviluppo di una metodologia per la valutazione quantitativa del competenti; Attività di sviluppo tecnologico con università internazionali rischio residuo di Cyber Security. e partnership con società di ingegneria ambientale. > Rif. pag. 99 > Rif. pag. 96-100

Oblettivl azlendall → LL Reddività aziendale Corporate Reputation > Rapporti con Stakeholder, Sviluppo Locale

83192 623 GOVERNANCE

Integrità e trasparenza sono i principi che ispirano Eni nel delineare il proprio sistema di Corporate Governance4, elemento fondante del modello di business della Società. Il sistema di governance, affiancando la strategia d'impresa, è volto a sostenere il rapporto di fiducia fra Eni e i propri stakeholder e a contribuire al raggiungimento dei risultati di business, creando valore sostenibile nel lungo. periodo. Eni è impegnata a realizzare un sistema di Corporate Governance ispirato a criteri di eccellenza nel confronto aperto con il mercato e con tutti gli stakeholder. Una comunicazione continua e trasparente con gli stakeholder è essenziale per

comprendere meglio le loro esigenze ed è parte dell'impegno per assicurare l'effettivo esercizio dei diritti degli azionisti. In tale contesto, cogliendo l'esigenza di approfondire il dialogo con il mercato, nel 2017 Eni ha organizzato un nuovo ciclo di incontri di "corporate governance roadshow" della Presidente del Consiglio di Amministrazione di Eni con i principali investitori istituzionali, per presentare il sistema di governance della Società e le principali iniziative in materia di sostenibilità e responsabilità sociale d'impresa. L'iniziativa è stata particolarmente apprezzata dagli investitori, per il dialogo aperto e

costruttivo creatosi con la Società. In particolare, gli investitori hanno valutato positivamente la composizione del Consiglio di Amministrazione, anche in termini di diversity, le misure di "governance" adottate e la completezza e trasparenza delle informazioni fornite agli azionisti e al mercato. Inoltre, nel corso degli incontri, gli investitori hanno mostrato vivo interesse per l'evoluzione della governance dei rischi e del sistema dei controlli, inclusa la compliance, della relativa organizzazione, nonché per il ruolo primario riservato al Consiglio e alla Presidente nel sistema. Ulteriori incontri sono stati svolti agli inizi del 2018.

| La struttura di Corporate Governance di Eni

La Corporate Governance di Eni è articolata secondo il modello tradizionale, che - fermi i compiti dell'Assemblea degli azionisti attribuisce la responsabilità della gestione al Consiglio di Amministrazione, le funzioni di vigilanza al Collegio Sindacale e quelle di revisione legale dei conti alla Società di revisione. Il Consiglio di Amministrazione e il Collegio Sindacale di Eni, così come i rispettivi Presidenti, sono nominati dall'Assemblea degli azionisti attraverso il meccanismo del voto di lista. Tre consiglieri e due Sindaci, fra cui il Presidente del Collegio, sono stati nominati da azionisti diversi da quello di controllo, così garantendo alle minoranze un numero di rappresentanti superiore rispetto a quello previsto dalla legge. Anche il numero di Amministratori indipendenti previsto nello Statuto di Eni è superiore rispetto alle disposizioni di legge.

Nell'aprile 2017, l'Assemblea degli azionisti ha confermato 8 dei 9 Amministratori nominati nel precedente mandato. Con riferimento al

Collegio Sindacale, sono stati confermati 2 dei 5 Sindaci effettivi precedentemente in carica. Analogamente a quanto avvenuto per le nomine nel 2014, per la composizione del Consiglio, l'Assemblea degli azionisti ha potuto tener conto degli orientamenti espressi tempestivamente al mercato dal precedente organo in termini di diversity, professionalità, esperienza manageriale e internazionalità. Ne è risultato, quindi, un Consiglio bilanciato e ben diversificato.

La composizione del Consiglio e del Collegio Sindacale è diversificata anche in relazione al genere, conformemente alle previsioni di legge e dello Statuto in materia. Inoltre, il numero di Amministratori indipendenti presenti in Consiglio (72 dei 9 Amministratori in carica, di cui 8 non esecutivi] si conferma superiore alle previsioni statutarie e di autodisciplina. Il Consiglio di Amministrazione ha nominato un Amministratore Delegato e ha costituito al proprio interno quattro comitati, con funzioni

consultive e propositive: il Comitato Controllo e Rischi3, il Comitato Remunerazione4, il Comitato per le Nomine e il Comitato Sostenibilità e Scenari, i quali riferiscono, tramite i rispettivi Presidenti, in ciascuna riunione del Consiglio sui temi più rilevanti trattati. Il Comitato Sostenibilità e Scenari, la cui istituzione è stata confermata dal Consiglio di Amministrazione anche nel nuovo mandato, rappresenta un importante presidio alle tematiche di sostenibilità, che sono state considerate come elemento fondante delle decisioni del Consiglio, integrate nel modello di business della società.

Inoltre, il Consiglio di Amministrazione di Eni il 27 luglio 2017 ha istituito un Advisory Board5, con il compito di analizzare i principali trend geopolitici, tecnologici ed economici, incluse le tematiche relative al processo di decarbonizzazione, a beneficio del Consiglio stesso e dell'Amministratore Delegato. Il Consiglio ha, inoltre, confermato l'attribuzione alla Presidente di un ruolo

( 1 ) Per magglor approlondiment sul si circi in invina alla Relazione sul goveno scietario e gli assecti proprietari di Eri, publicat sui sico internet della Societ, nella sezione Governance.

nella sezione Governance.
(2) Ci riferisco all'indipendenza ai sensi del Codice d'Autodice di Autodicelina son indipendent (a seperiora in marine no marine no marine con (2) Cai ilínico o llíndico de lo Satolo de liminar, a sens cercuente de concentra in materia e necesse in a mateire conaizio e di pentido di pontido di popilio di braniais a (3) Con ilierimento alla composizione e Kech, En provestica. Il 2 apresion il 12 aprile 2011 ll Consello d Ambiolo (el Eral Parlare de Crita a lindi a di colorio a l'enviso v de irschi, afforzando la previsione de l'Audecipline de lectionel. F. a pupulsion i 25 perienza in manindi esperienza insultation ingelto alle prevision in including insector proprio Regolamento.

propin Reglamento.
(4) ll regalmento del Cominente possibla degual consenza ed espeinter in natier in natier in nierin in in in in in in in in in in in in in in in in a nese (4) ll egolamento dell'ar minerazione provede che annonio de Edin valuato he 3 dei conponci id Combreni de Comiter (Anglanovacio Pennienza de esperimento Consiglia al momento della nomina. A ta proposito il 1970 in Leona quindi miglio divers in provis ne previsioni de provis ne propio Regelancito.
Sopie Pagelle Ma

sopa indicae. La composizione di temin droches a e cesperienza na marte no production production in portugulare de provincial provincial provinsionelli, havine babarelli, ha sul sito internet di Eni, nella sezione Governance.

29 GOVERNANCE 83192

rilevante nei controlli interni, in particolare con riferimento alla funzione Internal Audit, del cui Direttore propone nomina, remunerazione e risorse, gestendone direttamente il rapporto per conto del Consiglio (fatta salva la dipendenza funzionale dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore Delegato, quale amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi); la Presidente è quindi coinvolta nei processi di nomina degli altri principali soggetti di Eni incaricati dei controlli interni e gestione dei rischi, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari, i componenti dell'Organismo di Vigilanza, il Responsabile del Risk Management Integrato

e il Responsabile della Direzione Compliance Integrata, che dipendono direttamente dall'Amministratore Delegato anche quale Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi di Eni. Il Consiglio, infine, su proposta della Presidente, ha confermato il Segretario del Consiglio, mantenendone altresì il ruolo di Corporate Governance Counsel, con compiti di assistenza e consulenza nei confronti della Presidente, dei singoli consiglieri e del Consiglio stesso, cui riferisce periodicamente sul funzionamento della governance di Eni. Questa relazione consente un monitoraggio periodico del modello di governance adottato dalla

Società, basato sul raffronto con i principali studi in materia, con le scelte dei peers e le innovazioni di governo societario contenute anche nei Codici esteri e nei Principi emanati da Organismi istituzionali di riferimento, evidenziando aree di forza ed eventuali aree di ulteriore miglioramento del sistema di Eni. In ragione di questo ruolo, è stabilito che il Segretario - che dipende gerarchicamente e funzionalmente dal Consiglio stesso e, per esso, dalla Presidente - deve essere in possesso di adeguati requisiti, anche di indipendenza 6. Si fornisce, di seguito, una rappresentazione grafica di sintesi della struttura di Corporate Governance della Società riferita al 31 dicembre 2017:

Executive Vice President Compliance Integrata
TOO
Executive nec nec ve Vice President Internal Audit.
Senior Executive Vice President Legislazione e Contenzioso Lavoro.
Claudia Alezzabotta Componente eletto dana Societari e Governance.
dilegge e di autodisciplina.
*** Anche Senior Executive Vice President Affari Societari e Governance.

(6) Lo Statuto del Segretario del Consiglio e Corporate Governance Counsel (Company Secretary) è disponibile sul sito internet di Eni, nella sezione Governance.

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I processi decisionali

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

Particolare attenzione, nel corso degli ultimi anni, è stata dedicata dal Consiglio agli assetti organizzativi della Società, con alcuni importanti interventi in materia di sistema di controllo interno e gestione dei rischi. In particolare, il Consiglio ha deciso di porre la funzione di Risk Management Integrato alle dirette dipendenze dell'Amministratore Delegato e di costituire, parimenti alle dirette dipendenze di quest'ultimo, anche una Direzione competente in materia di Compliance Integrata, separata dalla Direzione Legale. Fra i compiti più rilevanti del Consiglio vi è la nomina dei ruoli chiave della gestione e del controllo aziendale, quali il Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Direttore Internal Audit, nonché la nomina dell'Organismo di Vigilanza e Garante del Codice Etico di Eni. A tal fine, il Consiglio può avvalersi dell'attività istruttoria del Comitato per le Nomine. Affinché il Consiglio possa svolgere in modo efficace il proprio compito è necessario che gli Amministratori siano in grado di valutare le scelte che sono chiamati a compiere, disponendo di adeguate competenze e informazioni. L'attuale composizione del Consiglio, diversificata in termini di competenze ed esperienze,

anche internazionali, consente un esame approfondito delle diverse tematiche da più punti di vista. I consiglieri sono inoltre informati tempestivamente e compiutamente sui temi all'ordine del giorno del Consiglio.

A tal fine, le riunioni del Consiglio sono oggetto di specifiche procedure che stabiliscono i tempi minimi per la messa a disposizione della documentazione e la Presidente assicura che ciascun Amministratore possa contribuire proficuamente alla discussione collegiale. La stessa documentazione è messa a disposizione dei Sindaci. l Sindaci, inoltre, oltre a riunirsi per l'espletamento dei compiti attribuiti dalla normativa italiana al Collegio Sindacale, anche quale "Comitato per il controllo. interno e la revisione contabile", e dalla normativa statunitense, quale "Audit Committee", partecipano anche alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e del Comitato Controllo e Rischi, per assicurare uno scambio tempestivo di informazioni rilevanti per l'espletamento dei rispettivi compiti nell'ambito del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della società. Annualmente il Consiglio, supportato da un consulente esterno e con la supervisione del Comitato per le Nomine, effettua la propria autovalutazione ("Board Review")8, di cui costituiscono elementi essenziali il confronto con le best practice nazionali e internazionali e una riflessione sulle dinamiche consiliari. A seguito della Board Review, il Consiglio, se necessario,

condivide un action plan per migliorare il funzionamento dell'organo e dei suoi comitati. Sulla base dell'esperienza maturata dal Consiglio di Amministrazione, anche il Collegio Sindacale ha ritenuto di effettuare una propria autovalutazione. Inoltre, il Consiglio Eni, nel definire le modalità di svolgimento della Board Review valuta anche se effettuare una "Peer Review" dei consiglieri, consistente nel giudizio di ciascun consigliere sul contributo fornito singolarmente dagli altri consiglieri ai lavori del Consiglio. La Peer Review, effettuata per quattro volte negli ultimi anni, completata da ultimo nel febbraio 2018 contestualmente alla Board Review, rappresenta un'importante innovazione nell'ambito delle società quotate italiane. Inoltre, come già indicato in precedenza, tenuto conto degli esiti dell'autovalutazione, il Consiglio, previa valutazione del Comitato per le Nomine, ha espresso agli azionisti, prima del rinnovo dell'organo, orientamenti sulle figure manageriali e professionali la cui presenza in Consiglio è stata ritenuta opportuna.

A supporto del Consiglio e del Collegio Sindacale, Eni predispone da diversi anni un programma di Induction, basato sulle presentazioni delle attività e dell'organizzazione di Eni da parte del top management. In particolare, all'avvio del nuovo mandato, in continuità con le iniziative già intraprese, si sono svolte sessioni di formazione su temi istituzionali e sulle tematiche di business, anche con visite a siti operativi.

(7) ln paricolare, il Consiglo si è riservato la dell'inte di sostenbilità, i cui isultati sono comunicati in modo incepto di la concelli con di la concelli con di l'el consi (7) la paricelar, il Consiglo de rostrado dell'ocul sistemina, i con nones and esprinte in tem di nformazione e informazioni non linorazioni non linorazioni non linorazioni n rinanzialia Allinoale, nonche lesante e approvezione consolidata di carattere non finanziario, ai sensi del D.Lgs. 254/2016.

alla sezone della presente relativa alla dellevis invita alparagrafo alla stessa dedicato nella Relazione su governo societato e gli assetti poprietari 2017

83192 6%

La Politica sulla Remunerazione

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

Nell'ambito della Politica di Remunerazione Eni per i ruoli esecutivi, assume particolare rilevanza la componente variabile, anche a base azionaria, collegata ai risultati conseguiti, attraverso sistemi di incentivazione connessi al raggiungimento di obiettivi predeterminati, misurabili e tra loro complementari, che rappresentano compiutamente le priorità essenziali della Società, in coerenza con il Piano

Strategico e con le aspettative di azionisti e stakeholder, promuovendo un forte orientamento ai risultati.

A tal fine, la remunerazione del top management di Eni è definita in relazione al ruolo e alle responsabilità attribuite, considerando i riferimenti di mercato applicabili per posizioni analoghe, nell'ambito di panel di imprese con caratteristiche di business comparabili con Eni, ed è adeguatamente bilanciata tra componenti fisse e variabili. In particolare, la remunerazione variabile dei ruoli esecutivi aventi maggiore influenza sui risultati aziendali è caratterizzata da una significativa incidenza delle componenti di incentivazione di lungo termine, attraverso adeguati periodi di differimento e/o maturazione degli incentivi in un orizzonte temporale almeno triennale in coerenza con la natura di lungo termine del business esercitato e con i connessi profili di rischio. Per quanto riguarda in particolare le tematiche di sostenibilità, gli obiettivi dell'Amministratore Delegato, ai fini della valutazione della performance annuale, comprendono, anche per il 2018, obiettivi di sostenibilità ambientale e sul capitale umano. Gli obiettivi dei Dirigenti con responsabilità strategiche sono declinati sulla base di quelli assegnati al vertice aziendale secondo le stesse prospettive di interesse degli stakeholder, nonché su obiettivi individuali, in coerenza con il perimetro di responsabilità del ruolo ricoperto e con quanto previsto nel Piano Strategico della Società.

La Politica sulla Remunerazione è descritta nella prima sezione della Relazione sulla Remunerazione disponibile sul sito internet della Società (www.eni.com) ed i sottoposta, con cadenza annuale, al voto consultivo degli azionisti in Assemblea9.

| Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischilo

Eni adotta un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi integrato e diffuso, basato su strumenti e flussi informativi che, coinvolgendo tutte le persone di Eni, conducono da ultimo agli organi di vertice della Società e delle sue controllate. l componenti del Consiglio, così come i componenti degli altri organi sociali e tutte le persone di Eni, sono tenuti altresi al rispetto del Codice Etico di Eni (parte integrante del Modello 231 della Società), che prescrive i canoni di condotta per una gestione leale e corretta del business. La Società ha adottato uno strumento normativo per la disciplina integrata del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, le cui linee di indirizzo, approvate dal Consiglio, definiscono compiti, responsabilità e modalità di coordinamento tra i principali attori del sistema. Parte integrante del sistema di controllo interno di Eni è il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria, che ha l'obiettivo di fornire la ragionevole certezza sull'attendibilità dell'informativa finanziaria stessa e sulla capacità del processo di redazione del bilancio di produrre tale informativa in accordo con i principi contabili internazionali di generale accettazione.

La responsabilità di progettare, istituire e mantenere nel tempo il sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria è affidata all'Amministratore Delegato e al Chief

Financial Officer di Eni che ricopre, inoltre, il ruolo di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari. Un ruolo centrale nell'ambito del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi della Società è svolto dal Collegio Sindacale che, oltre alle funzioni di vigilanza e controllo previste dal Testo Unico della Finanza, vigila sul processo di informativa finanziaria e sull'efficacia dei sistemi di controllo interno e di gestione del rischio, in coerenza con quanto previsto dal Codice di Autodisciplina, anche nella veste di "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile", ai sensi della normativa italiana, e di "Audit Committee" aj fini della normativa statunitense

(9) ln particolare, Eniha confernato nel 2012 lotimo consensor e piliched iremunerazione, avendo espresso n voo favoevel 1963 storisti volani.
1914 de l'esta e l'arrange e (9) in particulare, Eni na Confermatone, Los Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari 2017.
(10) Per maggiori informazioni si rinvia alla Relazione sul gove

83192 624 EXPLORATION & PRODUCTION

2015

Performance dell'anno

· Si conferma positivo il trend della sicurezza, con l'indice di frequenza infortuni totali registrabili pari allo 0,28, in miglioramento del 18% rispetto al 2016. Sono state implementate nuove iniziative di formazione e addestramento, nonché nuovi progetti di sensibilizzazione HSE. Eni continua a mantenere elevati i livelli di attenzione in tutte le attività.
· L'indice di intensità GHG upstream è migliorato di circa il 3% rispetto al 2016 grazie alle continue azioni di efficienza energetica e al proseguimento di progetti di contenimento delle emissioni fuggitive a seguito delle continue attività

di manutenzione sui siti produttivi e nuove iniziative per il miglioramento della configurazione impiantistica. Questi trend confermano i nostri buoni risultati per raggiungere l'obiettivo di riduzione del 43% nel 2025 vs. 2014.

· Il trend di acqua re-iniettata si attesta al livello del 59% per il proseguimento delle iniziative in diversi siti produttivi, in particolare in Congo, Egitto ed Ecuador e il restart di alcuni siti produttivi in Libia.
· Nel 2017 il settore E&P ha più che raddoppiato l'utile operativo adjusted e più che quadruplicato l'utile netto

adjusted rispetto al 2016, per effetto della ripresa dello scenario petrolifero (+24% la quotazione Brent), della crescita produttiva e del sensibile ridimensionamento del tax rate.

2017

· Produzione di idrocarburi pari a 1,82 millioni di boe/giorno (+3,2% rispetto al 2016), la più elevata di sempre. Nel dicembre 2017 raggiunto il record assoluto di Eni a 1,92 milioni di boe/giorno. Il contributo da avvii/ ramp-up nell'anno è stato di 243 mila boe/ giorno. Produzione prevista in crescita nel 2018 (+4% rispetto al 2017).
· Le riserve certe di idrocarburi al 31 dicembre 2017 ammontano a 7 miliardi

これになることないこ

di boe, determinate sulla base del prezzo del marker Brent di 54 \$/barile. Il tasso di rimpiazzo organico delle riserve certe

è pari al 103% che si ridetermina in 151% escludendo la riclassifica delle riserve non sviluppate in Venezuela alla categoria

Avvio del progetto Zohr

Eni ha avviato in meno di due anni dalla FID e meno di due anni e mezzo dalla scoperta, un tempo record per questa tipologia di giacimento, la produzione del super-giant a gas di Zohr. Il progetto Zohr è uno dei 7 progetti record di Eni che rappresentano

il successo del modello integrato di esplorazione e sviluppo messo in atto nel corso degli ultimi anni che conducendo in parallelo le fasi di esplorazione, di appraisal e di sviluppo, consente di raggiungere un time-to-market più rapido e una riduzione

dei costi per la messa in produzione delle scoperte. La scoperta, che si trova nel blocco di Shorouk (Eni 60%, operatore) nell'offshore dell'Egitto, ha un potenziale di oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto (circa 5,5 miliardi di boe).

unproved, così come richiesto dalla

normativa SEC. La vita utile residua delle

riserve è di 10,5 anni ( 11,6 anni nel 2016).

Dual Exploration Model

Il Dual Exploration Model è un elemento strutturale della strategia Eni che consente di monetizzare anticipatamente le riserve ottenute dai successi esplorativi attraverso la cessione di quote di minoranza dell'asset, mantenendo comunque il controllo e l'operatorship. Sono state concluse grazie a

Esplorazione

· L'attività esplorativa si conferma ancora elemento distintivo del modello upstream di Eni, garantendo una grande base di risorse a costi bassi, assicurando flessibilità nel breve termine e alimentando la crescita nel lungo. Nel corso del 2017 sono state aggiunte 1 miliardo di boe equity di cui 800 milioni di boe da esplorazione in house al costo unitario di circa 1 \$/ barile. Dal 2014 le risorse esplorative scoperte ammontano a più di 4 miliardi di boe, quasi il doppio della produzione equity dello stesso periodo.
Nel febbraio 2018 è stata effettuata una scoperta gas con il pozzo Calypso 1 nel Blocco 6 (Eni 50%, operatore), nell'offshore di Cipro. Le prime analisi evidenziano la potenzialità della scoperta e confermano l'estensione del tema di ricerca di Zohr.

questa formula le cessioni:

di una quota complessiva del 50% della scoperta giant di Zohr. In particolare nel corso del 2017 sono state concluse le operazioni di cessione del 10% a Bp e del 30% a Rosneft. Nel marzo 2018 è stata definita la cessione di un ulteriore 10% alla Mubadala Petroleum.

Il completamento della transazione con Mubadala Petroleum è subordinato alla realizzazione di alcune condizioni e di tutte le autorizzazioni previste;

di una partecipazione indiretta del 25% nell'Area 4, nell'offshore del Mozambico, a ExxonMobil.
Nel febbraio 2018 sono stati firmati con la Repubblica del Libano due contratti di Esplorazione e Produzione per i Blocchi 4 e 9, situati nelle acque profonde dell'offshore del Libano. Eni partecipa con una quota del 40% in entrambi i blocchi.
In Oman, è stato firmato con il Governo del Sultanato e la società di stato OOCEP, l'Exploration and Production Sharing Agreement per il Blocco 52 situato nell'offshore del Paese. Contestualmente Eni e la Qatar Petroleum hanno firmato un accordo di assegnazione di una quota del blocco. L'operazione è soggetta all'approvazione delle Autorità competenti del Paese. A seguito degli accordi Eni sarà operatore dell'area con una quota del 55%.
In Kazakhstan, è stato firmato l'accordo con il Ministero dell'Energia e KMG per il

trasferimento ad Eni del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco Isatay, situato nel Mar Caspio. Il blocco sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Eni potrà fare leva sulle sue tecnologie proprietarie, la sua leadership nell'esplorazione e la consolidata esperienza in aree sfidanti dal punto di vista tecnico e ambientale come quella del bacino del Caspio.

Finalizzato nel marzo 2017 un farm-in agreement per l'acquisto del 50% del Blocco 11, operato da Total, nell'offshore di Cipro. Il blocco esplorativo di 2:215 chilometri quadrati è prossimo alla scoperta di Zohr.
Completata con successo la campagna esplorativa dell'Area 1, nell'offshore del Messico. I successi esplorativi e larevisione dei modelli di reservoir hand

ANDAMENTO OPERATIVO | EXPLORATION & PRODUCTION

83192 629

consentito di incrementare le risorse complessive del blocco a 2 miliardi di boe in posto, dei quali circa il 90% a olio. Eni ha presentato alle competenti Autorità del Paese il piano per lo sviluppo delle tre scoperte presenti nell'area. Lo start-up della produzione è previsto nel 2019.

· Il portafoglio esplorativo è stato rinnovato attraverso l'acquisizione di oltre 97.000 chilometri quadrati in quota Eni di nuovo acreage in, oltre i citati Kazakhstan e Oman, Cipro, Costa d'Avorio, Marocco e Messico.
Gli investimenti nell'esplorazione ammontano a €442 milioni e hanno riguardato in particolare le attività in Cipro, Norvegia, Messico, Egitto, Libia e Costa d'Avorio nonché il completamento di 25 nuovi pozzi esplorativi (15,9 in quota Eni). A fine esercizio risultano 78 pozzi in progress (41,2 in quota Eni).

Sviluppi di portafoglio e di sostenibilità

Avviata, in anticipo rispetto alle previsioni, la produzione dei campi operati di East Hub in Angola, Offshore Cape Three Points (OCTP) in Ghana, Jangkrik in Indonesia e il già citato giant Zohr. Il successo del modello Eni è principalmente dovuto all'alto numero di progetti nei quali è operatore, con una produzione di oltre 3,6 milioni boe/giorno, il che consente di avere un approccio fast-track in tutte le fasi progettuali, dall'appraisal, all'ingegneria e infine allo sviluppo, assicurando il massimo controllo dei costi, dei tempi e dei rischi di progetto.
· Nel marzo 2018 sono stati firmati due concession agreement della durata di 40 anni per l'acquisto di una quota del 5% nel giacimento a olio di Lower Zakum e di una quota del 10% nei giacimenti a olio, gas e condensati di Umm Shaif e Nasr nell'offshore degli Emirati Arabi Uniti. Il corrispettivo dell'operazione è pari a circa \$875 millioni.
· Acquisita la quota del 32,5% nel campo a gas di Evans Shoal nella licenza NT/RL7 nell'offshore dell'Australia settentrionale, in prossimità dell'impianto di liquefazione di gas di Darwin, partecipato da Eni. Il potenziale minerario del giacimento viene stimato in circa 226 miliardi di metri cubi di gas in posto. La transazione ha ricevuto tutte le necessarie approvazioni. A seguito dell'operazione Eni è operatore del permesso con una quota del 65%.
· Siglato con la compagnia di stato Sonangol un accordo che assegna a Eni il 48% e l'operatorship del blocco onshore di Cabinda North in Angola. Il blocco Cabinda

North, di cui Eni controllava in precedenza il 15%, si trova in un bacino petrolifero poco esplorato nel nord del Paese, nel quale Eni potrà sfruttare le conoscenze minerarie acquisite dalle attività nelle aree adiacenti situate nella Repubblica del Congo. In caso di scoperte significative, la messa in produzione sarà facilitata dalla presenza di infrastrutture già esistenti. Inoltre, Eni e Sonangol hanno firmato un Memorandum of Understanding per la definizione di progetti congiunti su tutta la catena del valore dell'energia.

· Sanzionato il progetto di sviluppo del giacimento Johan Castberg (Eni 30%) nell'offshore Norvegese. L'area è stimata contenere circa 450-650 milioni di boe di risorse recuperabili. Lo start-up è previsto nel 2022.
· Raggiunto il financial close per il project financing per l'unità galleggiante di liquefazione di gas (FLNG) di Coral South. Coral South FLNG è il primo progetto sanzionato da Eni e dai partner di Area 4 per lo sviluppo delle considerevoli risorse di gas scoperte nel bacino di Rovuma, al largo del Mozambico.
· La strategia integrata di lungo termine elaborata da Eni per intraprendere il proprio percorso verso gli obiettivi di decarbonizzazione è basata sull'abbattimento delle emissioni dirette di CO, e ulteriore incremento dell'efficienza delle attività operative; mantenimento di un portafoglio di progetti a basso potenziale di emissioni di CO2, promozione dell'utilizzo del gas come fonte di transizione per la generazione elettrica ed integrazione del business tradizionale con la generazione

di energia da fonti rinnovabili, cogliendo tutte le possibili sinergie industriali, logistiche, contrattuali e commerciali. L'impegno di Eni nel perseguire tali obiettivi è confermato dai recenti accordi raggiunti in Algeria, Angola e Ghana nonché dai progetti in corso in particolare in Mozambico, Egitto e Indonesia.

· La sostenibilità del business nel mediolungo termine rimane fattore chiave nella strategia di crescita di Eni, con iniziative di supporto allo sviluppo locale sempre più integrate nelle attività di business. In particolare Eni è impegnata nella diffusione dell'accesso all'energia efficiente e sostenibile anche attraverso il supporto alla capacità locale di generazione di energia, e contribuisce ad uno sviluppo industriale ed economico sostenibile, con il trasferimento di know-how e tecnologia ed iniziative in ambito sanitario, istruzione e formazione professionale. Il fattore chiave nella strategia di lungo termine è legare la crescita delle nostre attività alla crescita dei Paesi in cui operiamo.
· Investiti €7.236 milioni nell'avanzamento di importanti progetti di sviluppo e nel mantenimento dei plateau produttivi, in particolare in Egitto, Ghana, Angola, Congo, Algeria, Iraq e Norvegia. Gli investimenti si rideterminano sulla base degli accordi di cessione del Dual Exploration Model in €6 miliardi, in riduzione del 16% rispetto al 2016, su base omogenea.
· Nel 2017 la spesa complessiva in attività di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata di €83 milioni (€62 milioni nel 2016).

Eni Rolazione Financiaria annucle 7007

STRATEGIA

Il modello di sviluppo upstream continuerà a essere caratterizzato dalla crescita organica focalizzata su progetti convenzionali, di grandi dimensioni e ridotti costi di sviluppo unitari, sostenibili anche a livelli contenuti di prezzi del Brent.

Negli ultimi anni, i rilevanti successi esplorativi hanno consentito l'accrescimento delle risorse di idrocarburi, nonché una significativa generazione di valore attraverso la monetizzazione anticipata delle riserve scoperte in eccesso al rateo di rimpiazzo ("Dual Exploration Model").

Nel prossimo quadriennio 2018-2021, gli obiettivi prioritari saranno l'aumento e la valorizzazione delle risorse esplorative e la crescita della generazione di cassa.

L'aumento e la valorizzazione delle risorse esplorative saranno perseguiti attraverso: (i) esplorazione con operatorship su temi convenzionali e ad alta equity in coerenza con il "Dual Exploration Model"; [ii] il rinnovo del portafoglio titoli esplorativi con attenzione ai temi a liquidi ad alta materialità; (iii) la focalizzazione su attività near-field [Egitto e Pakistan] e incrementale [Norvegia, Ghana, Messico ] con ridotto time-to-market e cash flow immediati in Paesi con infrastrutture operate; (iv) graduale ripresa dell'esplorazione su temi "high risk - high reward"; [v] perforazione di circa 115 pozzi in più di 25 Paesi. L'attesa di scoperta del quadriennio 2018-2021 è prevista di 2 miliardi di boe di nuove risorse ad un costo unitario di circa 2 \$/boe, ancora al top delle performance dell'industria.

I principali driver della generazione di cassa saranno; (i) la crescita delle produzioni a un tasso medio annuo del 3,5% con focus sul valore, grazie al contributo dei progetti già avviati e di quelli previsti nel quadriennio caratterizzati da un livello di cash flow per boe superiore alla media del portafoglio; al 2025 attesa ulteriore crescita della produzione al tasso medio annuo del 3%. Gli start-up pianificati e la crescita di quelli avviați nel 2017, in particolare Zohr in Egitto, unitamente all'ottimizzazione della produzione, produrranno circa 900 mila boe/giorno nel 2021. I principali avvii sono il progetto Area 1 (Eni operatore con il 100%) in Messico, il progetto Merakes (Eni operatore con l'85%) in Indonesia, la fase gas della licenza Offshore Cape Three Points (Eni operatore con il 47,22%) in Ghana, nonché la continua messa in produzione delle scoperte della Great Nooros Area in Egitto e del Blocco 15/06 (Eni 36,84%, operatore) in Angola; (ii) avvio e rafforzamento di iniziative integrate con il settore Gas & Power per la valorizzazione del gas equity; (iii) il rafforzamento del modello modulare di execution dei progetti e design-to-cost al fine di ridurre il rischio di esecuzione e l'esposizione finanziaria; e (iv) ottimizzazione dell'efficienza operativa con particolare riferimento al contenimento dei costi operativi e alla riduzione del "non productive time" anche attraverso la digitalizzazione dei processi.

l principali fattori di rischio che potrebbero impattare la performance dell'upstream, soprattutto nel breve/medio termine, sono: (i) il rischio scenario connesso alle quotazioni del Brent. La principale azione di mitigazione è il focus sulla disciplina finanziaria. Gli investimenti del piano 2018-2021 sono previsti sostanzialmente in linea al piano precedente a parità di cambio per effetto essenzialmente del rephasing di progetti non sanzionati con minore contributo produttivo e ritorno di cassa nel quadriennio e della riduzione dell'impegno sui progetti non operati. Inoltre per mantenere adeguata elasticità finanziaria, il piano prevede una significativa percentuale di capex uncommitted; (ii) il rischio geopolitico connesso all'instabilità politica e sociale in alcuni Paesi in cui Eni opera. A mitigazione di questi rischi la parte più importante della crescita è prevista in Paesi a basso/medio rischio (l'85% degli investiment) del quadriennio); (iii) il rischio connesso alla complessità tecnologica e logistica di alcuni progetti. Le principali azioni di mitigazione prevedono, oltre che la selezione di contrattisti adeguati, il controllo e la minimizzazione dei tempi di messa in produzione delle risorse e il mantenimento di un elevato livello di operatorship (produzioni di asset operati nel portafoglio progetti pari a circa l'80% nel 2021 ) nonché l'utilizzo della digital transformation a supporto dell'asset integrity; e (iv) il rischio connesso alle attività di drilling complesse definite dall'indicatore di rischio WCER (Well Complexity & Economic Risk) che si applica ai pozzi operati e non operati ed è basato sulla complessità tecnica dei pozzi e sulla potenziale esposizione economica in caso di blow-out (maggiori informazioni sono fornite nei "Fattori di rischio e incertezza" - "Rischi specifici dell'attività di ricerca e produzione di idrocarburi"). In particolare Eni prevede un'incidenza del 26% di tale tipologia di pozzi sul kotale di quelli in programma nel prossimo quadriennio e di incrementare la percentuale di produzione operata gross del 42% rispetto ai livelli attuali, garantendo un maggiore controllo diretto e il rispetto degli elevati standard Eni.

La sostenibilità del business nel breve e lungo termine rimane fattore chiave nel raggiungimento degli obiettivi attraverso il sempre maggiore coinvolgimento di tutti gli stakeholder, delle continue relazioni con le Autorità locali e perseguendo: (i) la riduzione del 43% delle emissioni per barile prodotto nel 2025 rispetto al 2014, in linea con il target del zero routine flaring al 2025; (ii) la gestione delle risorse idriche, con il completamento di importanti progetti nell'arco del quadriennio per l'aumento delle acque di produzione re-iniettate con il target dell'84% al 2021; (iii) la riduzione del carbon footprint attraverso l'evoluzione degli investimenti a gas e le iniziative di energy savings.

OBIETTIVI

+3,5% Produzione di idrocarburi nel quadriennio 2 mid boe Risorse nel quadriennio esplorative ~£22 mld Free cash flow nel quadriennig cumulato ~40 \$/ boe Copertura organica degli investimenti nel quadriennio

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RISERVE

GENERALITÀ'

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

I prezzi utilizzati per la valutazione degli idrocarburi derivano dalle quotazioni ufficiali pubblicate da Platt's Marketwire, salvo i casi in cui il loro calcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere.

I prezzi sono determinati come media aritmetica semplice dei prezzi di chiusura rilevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio; eventuali successive variazioni sono considerate solo se previste da contratti in essere. I metodi alla base delle valutazioni delle riserve hanno un margine intrinseco di incertezza. Nonostante l'esistenza di autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici da utilizzare per la valutazione delle riserve, la loro accuratezza dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dalla loro interpretazione. Conseguentemente le quantità stimate di riserve sono nel tempo soggette a revisioni, in aumento o in diminuzione, in funzione dell'acquisizione di nuovi elementi conoscitivi. Le riserve certe relative ai contratti di concessione sono determinate applicando la quota di spettanza al totale delle riserve certe rientranti nell'area coperta dal contratto e producibili entro la loro scadenza. Le riserve certe relative ai contratti di PSA sono stimate in funzione degli investimenti da recuperare (Cost oil) e della remunerazione fissata contrattualmente (Profit oil). Un meccanismo di attribuzione analogo caratterizza i contratti di service.

GOVERNANCE DELLE RISERVE

Eni ha sempre esercitato un controllo centralizzato sul processo di valutazione delle riserve certe. Il Dipartimento Riserve ha il compito di: (i) assicurare il processo di certificazione periodica delle riserve certe; (ii) mantenere costantemente aggiornate le direttive per la loro valutazione e classificazione e le procedure interne di controllo; e (iii) provvedere alle necessarie attività di formazione del personale coinvolto nel processo di stima delle riserve. Le direttive sono state verificate da DeGolyer and MacNaughton (D&M), società di ingegneri petroliferi indipendenti, che ne ha attestato la conformità alla normativa SEC in vigore2; D&M ha attestato inoltre che le direttive, laddove le norme SEC sono meno specifiche, ne forniscono un'interpretazione ragionevole e in linea con le pratiche diffuse nel mercato. Eni effettua la stima delle riserve di spettanza sulla base delle citate direttive anche quando partecipa ad attività di estrazione e produzione operate da altri soggetti.

Il processo di valutazione delle riserve, come descritto nella procedura interna di controllo, coinvolge: (i) i responsabili delle unità operative (unità geografiche) e i Local Reserves Evaluators (LRE) che effettuano la valutazione e la classificazione delle riserve tecniche (profili di produzione, costi di investimento, costi operativi e di smantellamento e di ripristino siti); (ii) l'unità di Ingegneria del Petrolio e l'unità Operations di sede che verificano rispettivamente i profili di produzione relativi a campi che hanno subito variazioni significative ed i costi operativi; (iii) i responsabili di area geografica che validano le condizioni commerciali e lo stato dei progetti; (iv) il Dipartimento di Pianificazione e Controllo che effettua la valutazione economica delle riserve; e (v) il Dipartimento Riserve che, avvalendosi degli Head Quarter Reserves Evaluators (HRE), controlla in maniera indipendente rispetto alle suddette unità la congruità e la correttezza della classificazione delle riserve e ne consolida i volumi.

Il responsabile del Dipartimento Riserve ha frequentato l'Università degli Studi di Milano conseguendo la Laurea in Fisica nel 1988 e possiede un'esperienza di oltre 25 anni nel settore petrolifero e oltre 15 anni nella valutazione delle riserve.

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

VALUTAZIONE INDIPENDENTE DELLE RISERVE

Dal 1991 Eni attribuisce a società di ingegneri indipendenti tra i più qualificati sul mercato il compito di effettuare una valutazione3 indipendente, parallela a quella interna, di una parte a rotazione delle riserve certe. Le descrizioni delle qualifiche tecniche delle persone responsabili della valutazione sono incluse nei rapporti rilasciati dalle società indipendenti4. Le loro valutazioni sono basate su dati forniti da Eni e non verificati, con riferimento a titoli di proprietà, produzione, costi operativi e di sviluppo, accordi di vendita, prezzi ed altre informazioni. Tali informazioni sono le stesse utilizzate da Eni nel proprio processo di determinazione delle riserve certe e includono: le registrazioni delle operazioni effettuate sui pozzi, le misure della deviazione, l'analisi dei dati PVT (pressione, volume e temperatura), mappe, dati di produzione e iniezione per pozzo/giacimento/campo, studi di giacimento, analisi tecniche sulla performance del giacimento, piani di sviluppo, costi operativi e di sviluppo futuri.

Per la determinazione delle riserve di spettanza Eni sono inoltre forniti i prezzi di vendita degli idrocarburi, le eventuali variazioni contrattuali future ed ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze dell'attività indipendente condotta nel 20174 da Ryder Scott Company e DeGolyer and MacNaughton hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne. In particolare nel 2017 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 29% delle riserve Eni al 31 dicembre 20175.

(5) Incluse le riserve delle società in joint venture e collegate.

: :: :

⁽¹⁾ In linea con quano previso dalla US Securiy and Este (1812). La societa e tenula a strutural library e este gesedeire del a scentre della società Secondole crichi società ( 1) hine con quanto previso dall'a (1) a secultudil als no a seceler en la moritario de concerner and este a Secondo ale societ. Secondo ale citerio, concelo societa society sce tale materialità adila 0000 della solia sevidenziando per gli anni 2017 e 2016 anche il Paese Egitto.

la propria híormaliva per area geografia, evident e de l'Eur e Cur e l'Eurentelle (Election Presente Bocumez (ene el neseie) Puder Scoll

^[2] Ireport deglingegneri indipendent son disponibili sol sin allinerale, a parche dalle cosieta Ruder Scott.
[3] Dal 1991 al 2002 la società DeGolger and MacHaughton a cui è (3) Dal 1991 al 2002 la società DeGolgrand Nationalla partile da partile del 2003 annielis a couventazione (nanziaria annule 2027).
(4) lreport degli indipendent sono dispon

83192 63

Sun Reidendir

Nel triennio 2015-2017 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 96% del totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2017 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell'ultimo triennio è Blacktip (Australia).

EVOLUZIONE

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

	(milioni di boe)
Riserve certe al 31 dicembre 2016			7.490 (348)
Cessione 40% riserve di Zohr firmata nel 2016			7.142
Riserve certe al 31 dicembre 2016 adjusted
Promozioni organiche		ਰ ਰੇਡ (315)
Riclassifica riserve Perla Phose 2			684
Promozioni organiche nette			(173)
Portfolio: cessione 25% Area 4 in Mozambico e altro			(୧୧3)
Produzione			6.990
Riserve certe al 31 dicembre 2017
	1%)		151
Tasso di rimplazzo adjusted			103
Tasso di rimpiazzo organico
Tasso di rimpiazzo all sources adjusted
Tasso di rimplazzo all sources

Le riserve certe al 31 dicembre 2017 sono pari a 6.990 millioni di boe, di cui 6.430 milioni di boe delle società consolidate. Le promozioni organiche a riserve certe sono di 999 milioni di boe. Le promozioni nette di 684 milioni di boe scontano la riclassifica delle riserve non sviluppate del giacimento Perla in Venezuela alla categoria unproved (315 milioni di boe) così come richiesto dalla normativa SEC. Le promozioni organiche nette sono riferite a: (i) nuove scoperte, estensioni (+483 milioni di boe), a seguito della decisione finale di investimento dei progetti Coral nell'offshore del Mozambico e Johan Castberg nell'offshore Norvegese; (ii) revisioni di precedenti stime (+181 milioni di boe) riferite all'avanzamento dello sviluppo dei progetti in portafoglio quali Zohr in Egitto, Jangkrik in Indonesia e Kashagan in Kazakshtan al netto della citata riclassifica delle riserve in Venezuela; e (iii) miglioramenti da recupero assistito (+20 milioni di boe) in particolare in Iraq ed Egitto.

Le promozioni sono penalizzate da un marginale effetto prezzo negativo di 7 milioni di boe dovuto alla variazione del marker Brent di riferimento da 42,8 \$/barile nel 2016 a 54,4 \$/barile del 2017.

Il tasso di rimpiazzo organico6 delle riserve certe si attesta al 103%, che si ridetermina in 151% escludendo la riclassifica delle riserve del Venezuela. Il tasso di rimpiazzo adjusted all sources è del 77% e tiene conto della dismissione del 25% dell'Area 4 in Mozambico, mentre la cessione del 40% di Zohr sostanzialmente conclusa nel 2016 è considerata a riduzione delle riserve iniziali.

La vita utile residua delle riserve è pari a 10,5 anni (11,6 anni nel 2016).

RISERVE CERTE NON SVILUPPATE

Le riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2017 ammontano a 2.629 milioni di boe, di cui 1.159 milioni di barili di liquidi localizzati principalmente in Africa e Asia e 227 miliardi di metri cubi di gas naturale, principalmente in Africa. Le società consolidate possiedono riserve certe non sviluppate per 1.042 milioni di barili di liquidi e 220 miliardi di metri cubi di gas naturale. L'evoluzione delle riserve certe non sviluppate nell'esercizio è rappresentata dalla seguente tabella:

	(milioni di boe)
	3.215
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2016	(489)
Conversione a riserve certe sviluppate	(315)
Riclassifica riserve Perla Phase 2	. 483
Nuove scoperte ed estensioni
Revisioni di precedenti stime
Miglioramenti da recupero assistito
Cessioni
Riserve certe non sviluppate al 31 dicembre 2017

(6) Il tasso di inplazzo organio delle iseve e l'include isere cene (al net o dell'esesioni e escuisitiri dir non l'a postoriore al 100% indica che ni'hope photonia alesve (5) ll taso di inpizo oganto dell comenti dell cisere cere (a le nelle cellent en mor continue (en incolner en mor continue ne mellano ne monomania necus souces il raporo tra gli incente e operatoria por le production in collection e province province povente povente poventule polusione populario por li lively proce povenile s cere sons state i viumi il i lesso di mpizzo dele isere non be esse content of minere of electricher brood inversion, li complement, licen sviloppo delle riserve ha pe sun na componente di rischiente and moreller. Hotel Colorio, ne com Seccesovinale viro virus de personale de president on original in velvine de

Nel 2017 le riserve certe non sviluppate sono diminuite di 586 milioni di boe a seguito essenzialmente di: (i) l'avanzamento nella conversione a riserve certe sviluppate (489 milioni di boe); (ii) nuove scoperte ed estensioni (483 milioni di boe), a seguito principalmente della FID dei progetti Coral in Mozambico e Johan Castberg nell'offshore Norvegese; [iii] riclassifica delle riserve certe non sviluppate di Perla in Venezuela alla categoria unproved (315 milioni di boe) così come richiesto dalla normativa SEC; (iv) revisioni di precedenti stime (240 milioni di boe) in particolare per l'avanzamento del progetto di sviluppo di Zohr in Egitto; (v) miglioramenti da recupero assistito (18 milioni di boe) in particolare in Iraq ed Egitto; e (vi) cessioni (523 milioni di boe) riferite alle citate vendite di quote di partecipazione in Mozambico ed Egitto.

Durante il 2017, Eni ha convertito da riserve certe non sviluppate a riserve certe sviluppate 489 milioni di boe a seguito dell'avanzamento delle attività di sviluppo, degli start-up della produzione e della revisione di progetti. I principali passaggi a riserve certe sviluppate sono relativi ai giacimenti di Zohr (Egitto), Jangkrik (Indonesia), Cabaca South East (Angola), Sankofa (Ghana) e Nené (Congo).

Gli investimenti di sviluppo sostenuti nel corso dell'anno sono pari a circa €7,1 miliardi.

La maggior parte delle riserve certe non sviluppate vengono riclassificate a riserve certe sviluppate generalmente in un arco temporale che non supera i 5 anni. Le riserve certe non sviluppate relative a taluni progetti possono rimanere tali per 5 o più anni a seguito di diverse motivazioni, tra cui le difficili condizioni operative in aree remote, limitazioni nella disponibilità di infrastrutture e nella capacità degli impianti o l'esistenza di vincoli contrattuali, altri fattori che possono condizionare i tempi di avvio e i livelli di produzione. Le riserve certe non sviluppate (circa 1 milliardo di boe) rimaste tali per 5 o più anni sono concentrate principalmente: (i) in Kazakhstan (0,2 miliardi di boe) nel giacimento di Kashagan relative alle fasi successive di sviluppo in corso (per maggiori informazioni v. Principali iniziative di esplorazione e di sviluppo - Kashagan); (ii) in Iraq (0,2 miliardi di boe) nel giacimento di Zubair dove lo sviluppo del progetto è connesso al completamento di tutte le infrastrutture necessarie al raggiungimento del plateau produttivo di 700 mila boe/giorno. Le spese previste per tale progetto sono già state realizzate e l'installazione delle strutture necessarie per raggiungere e mantenere l'intero plateau di produzione è quasi completata. Le attività pianificate prevedono la perforazione di ulteriori pozzi di produzione e di iniezione da collegare alle strutture attualmente esistenti; (iii) in Venezuela (0,1 miliardi di boe) nel giacimento Junin 5 dove le attività in corso riguardano l'ottimizzazione di alcune facility esistenti che non dovrebbero comportare complessità tecniche elevate; e (iv) in alcuni giacimenti a gas in Libia (0,5 miliardi di boe) dove lo sviluppo delle riserve e gli avvil in produzione sono programmati in funzione dell'adempimento degli obblighi di consegna derivanti da contratti di fornitura di gas di lungo termine.

IMPEGNI CONTRATTUALI DI FORNITURA

Eni, tramite le società consolidate, in joint venture e collegate, vende le produzioni di petrolio e gas naturale sulla base di differenti schemi contrattuali. Alcuni di questi contratti, per lo più inerenti alle vendite di gas, stabiliscono termini di fornitura di quantità fisse e determinabili.

Eni, sulla base dei contratti o degli accordi esistenti, ha l'obbligo contrattuale di consegnare, nell'arco dei prossimi tre anni, una quantità di idrocarburi pari a circa 534 milioni di boe, principalmente gas naturale a controparti terze prodotto dai propri campi localizzati principalmente in Algeria, Australia, Egitto, Indonesia, Libia, Nigeria, Norvegia e Venezuela.

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

8 5 1 9 2 636

Riserve certe di petrolio e gas naturale

										Eni Rulazio it
						క 3	9 ﺳﺘﺎ	636 ాం
Riserve certe di petrolio e gas naturale
										2017
	milioni di barili e condensati	di metri cubi] Gas naturale	milioni di boe drocarburi	milioni di barili e condensati	Gas naturale di metri cubi	(milioni di boe Idrocarburi	e condensati (milioni di barili) Petrolio	cubi] Gas naturale etri (milioni di metri	(milioni di boe) Idrocarburi	5 120:00
	Petrollo	(milioni		Petrolio	(milioni
Società consolldate		2017			2016			2015		2007
Italla	215	32.003	422	176	27.648	354	228	36.905	465 362
Sviluppate	169	27.962	350	132	23.925	287	171	29.757 7.148	103
Non sviluppate	46	4.041	72	44	3.723	67	57	29.594	495
Resto d'Europa	380	25.390	25	264	54.889	426 374	305 237	26.034	404
Sviluppate	219	21.829	380	228	22.674	52	દક	3.560	91
Non sviluppate	141	3.561	185	રેસ	2.215	1.139	851	135.881	1.694
Africa Settentrionale	476	89.071	1.025	454 287	105.872 49.054	805	542	72.668	1.010
Sviluppote	306	34.913	532 520	167	56.818	534	279	63.213	684
Non sviluppate	170	54.158	1.078	581	156.316	1.293
Egitto	280 203	123.210 40.228	463	205	22.630	352
Sviluppote	27	82.982	દર્શન	76	133.686	941
Non sviluppate	764	103.629	1.436	809	78.369	1.317	787	76.856	1.282	a
Africa Sub-Sahariana	546	47.949	856	507	46.769	809	511	39.367	784
Sviluppate	218	55.680	580	302	31.600	508	276	37.489	518
Non sviluppate Kazakhstan	786	59.697	1.150	767	70.349	1.221	771	66.649	1.198
Sviluppate	547	53.179	891	રકેર	63.391	વર્ષદ	રેકેટ	51.832	ega
Non sviluppote	219	6.518	259	211	6.958	255	416	14.817	ਦਹਰ
Resto dell'Asla	535	30.133	427	307	28.395	491	262	24.864	422
Sviluppate	81	24.376	238	124	7.911	175	126	5.225	159 263
Non sviluppate	151	5.757	189	183	20.484	316	136	19.639	588
America	162	6.370	203	183	a.gas	227	188	12.419 10.549	217
Sviluppate	144	4.842	176	143	9.580	205	149 40	1.870	52
Non sviluppate	18	1.528	27	20	413	22 145	9	21.793	150
Australia e Oceania	7	20.054	137	9	20.964 15.822	111	9	16.562	। ਹਵ
Sviluppate	5	14.709	101	8		34		5.231	35
Non sviluppate	2	5.345	રેક	1	5.142 522.795	6.613	3.372	404.961	5.975
Totale società consolidate	3.282	489.557	6.430	3.230		3.884	2.100	251.994	3.720
Sviluppate	2.220	269.987	3.967	2.190	261.756 261.039	2.729	1.272	152.967	2.255
Non sviluppate	1.042	219.570	2.463	1.040
Società In Joint venture e collegate
Africa Settentrionale	12	371	14	13	414	14	। ਤੇ	383	14 14
Sviluppote	12	371	14	13	414	14	13	363
Non sviluppate								10.967	87
Africa Sub-Sahariana	12	9.879	75	15	10.421	85 26	18 6	2.376	22
Sviluppate	6	2.348	20	8	2.927 7.494	રેદ	10	8.591	દર્
Non sviluppate	6	7.531	દર્દ	7	149	2		3 ਤੇ ਰ	· 4
Resto dell'Asia		41	ਸ		149	2		260	2
Sviluppate		41	1					ਰੇਰੇ	2
Non sviluppate					88.833	779	128	01.399	810
America	138	51.505	470 ਤੇ ਤੇ ਉ	140 22	50.445	349	29	< 36.691	265
Sviluppate	ટક	51.505	111	118	48.188	430	129	64,708	ટેવેટ
Non sviluppate	111		280	188	109.617	877	187	13.088	ax 2
Totale società in joint venture e collegate	180	61.796 54.265	394	43	53,935	381	48	39.690	303
Sviluppate	43	7.531	188	125	55.682	486	139	73.398	ess
Non sviluppate	117								0.21 +4 + - 1 111
	3.422	553.353	066.990	3.388	632.412	7.490	3/259		068.049 mm pho.875
Totale riserve certe	2.263	324.252	4.361	2.233	315.691	4.275	2.148	291.684	4.023
Sviluppate	1.159	227.101	2.629	1.165	316.721	3.215	1.411	226.365	2.887
Non sviluppate

83192 635

PRODUZIONE

Nel 2017 la produzione di idrocarburi è stata record a 1,816 milioni di boe/giorno nell'anno, +3,2%. La performance riflette gli avvii di nuovi giacimenti e il ramp-up dei progetti del 2016 in particolare in Angola, Egitto, Ghana, Indonesia, Kazakhstan nonché il restart di alcuni campi in Libia grazie alle migliori condizioni di sicurezza. Tali fattori sono stati parzialmente compensati dai tagli produttivi OPEC, dai minori entitlements nei PSA per l'effetto prezzo, dalle fermate programmate e non, in Norvegia, Regno Unito e nel Golfo del Messico nonché dal declino di giacimenti maturi. Escludendo l'effetto prezzo nei contratti PSA e i tagli OPEC (complessivamente 35 mila boe/giorno), la produzione è in crescita del 5,3%. La quota di produzione estera è stata del 93% (92% nel 2016).

La produzione di petrolio è stata di 852 mila barili/giorno, in riduzione di 26 mila barili/giorno, pari al 3%, rispetto al 2016. L'effetto prezzo, i tagli OPEC e le fermate in Norvegia, Regno Unito e nel Golfo del Messico sono stati parzialmente compensati dagli start-up e

ramp-up del periodo, in particolare in Angola, Ghana e Kazakhstan, nonché dalle maggiori produzioni in Libia.

La produzione di gas naturale è stata di 149 milioni di metri cubi/ giorno con una crescita di 13 milioni di metri cubi/giorno, pari al 9,6% rispetto al 2016. Gli start-up e ramp-up produttivi in particolare in Indonesia ed Egitto e la crescita produttiva in Libia sono stati parzialmente compensati dalle fermate produttive, dal declino di giacimenti maturi e dall'effetto prezzo.

La produzione venduta di idrocarburi è stata di 622,3 milioni di boe. La differenza di 40,4 milioni di boe rispetto alla produzione di 662,7 milioni di boe è dovuta essenzialmente ai volumi di gas destinati all'autoconsumo (35,2 milioni di boe), alla variazione delle rimanenze e altri fattori. La produzione venduta di petrolio e condensati (308,3 milioni di barili) è stata destinata per circa il 70% ai settori mid-downstream. La produzione venduta di gas naturale (48,5 miliardi di metri cubi) è stata destinata per circa il 20% al settore Gas & Power.

	e condensati (milioni di barili) Petrolio	cubi) naturale (miliardi di metri c Gas	(a ldrocarburi (milioni di boe	e condensati (milioni di barili) Petrolio	cubi) Gas naturale (miliardi di metri cubi)	ldrocarburi (milioni di boe)	Petrollo e condensati (milioni di barili)	Gas naturale (miliardi di metri cubi)	ldrocarburi (milioni di boe)
Società consolidate		2017			2016			2015
Italia	19 :	4,6	49	17	4,9	49	25	5,6	es
Resto d'Europa	37	4,9	eg	40	5,2	73	31	5,7	88
Africa Settentrionale	ਵਿ	18,1	175	60	16,5	167	63	16,8	171
Egitto	ટેલ	8,9	84	28	6,2	68	રે રે	5,3	ва
Africa Sub. Sahariana	90	4,6	119	ਰੇ I	4,8	122	ਰੇਤੇ	4,8	124
Kazakhstan	30	2,7	48	24	2,6	41	20	2,3	રે રે
Resto dell'Asia	20	3,6	43	28	2,5	45	28	3,0	47
America	23	2,0	36	25	2,7	43	28	2,7	45
Australia e Oceania	1	1,1	8	।	1,2	0	2	1,2	ਰੇ
	304	50,5	est	314	46,6	616	325	47,4	630

Società in Joint venture e collegate	1	0,1	1	1	0,1	2	1		1
Africa Settentrionale	1	0,9	8		0,3	2
Africa Sub-Sahariana	1	0,1	1	ನ	0,2	2	1	0,3	2
Resto dell'Asia				ഗ	2,6	22	র্ব	0.7	ਰ
America	4	2,8	22		3.2	28	C	1,0	12
		3,9	32			644	331	48,4	642
Totale	311	54.4	663	321	49,8

Produzione annuale di idrocarburi(a)(b)

(a) Include la quota Eni delle società collegate e joint venture valutate con linerodo del parimonio nel 2017, 2016 e 2015).
(b) Comprende la quota di gas naturale uliizzata

Produzione giornaliera di idrocarburi(4x6)

							83	9 2 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------		U : " ੋਂ
										Sucisis
Produzione giornaliera di idrocarburi(6)(6)
										211-11-11 =
	e condensati [migliaia di barili/g] Petrollo	di metri cubi/g] Gas naturale (milioni	Idrocarburi (migliaia di boe/g)	e condensati di barili/g] (migliaia Petrollo	cubi/g Gas naturale (milioni di metri	Idrocarburi (migliaia di boe/g)	e condensati di barili/g) (migliaia Petrolio	(milioni di metri cubi/g] Gas naturale	Idrocarburi (migliaia di boe/g)	12
Società consolldate		2017			2016			2015
ltalla	ਦੇਤੋ	12,5	134	47	13,3	133	ea	15,5	189
Resto d'Europa	102	13,5	189	109	14,1	201	8 ટે	15,6	185
Croazia		0,5	3		0,7	5		0,6	4
Norvegia	81	7,5	129	86	1,3	133	57	7,5	105
Regno Unito	21	5,5	57	23	6,1	ਦੇਤੋ	28	7,5	76
Africa Settentrionale	158	49,6	479	185	45,2	458	172	46,1	469
Algeria	68	3,3	a0	77	3,3	98	79	2,7	96
Libia	87	46,0	384	84	41,5	353	8 ਰੋ	43,0	રૂદર
Tunisia	3	0,3	5	4	0,4	7	4	0,4	8
Eglito	72	24,4	230	76	16,9	185	ae	14,4	188
Africa Sub-Saharlana	247	12,6	327	247	13,2	333	256	13,3	341
Angola	119	1,3	126	108	1,4	118	ਰੇਵ	0,9	101
Congo	દિર	3,2	83	71	4,2	98	78	3,9	103
Ghana	B	0,1	9
Nigeria	57	8,0	109	68	7,6	117	82	8,5	137
Kazakhstan	83	ડેરિ	132	દર	7,2	111	દિલ	6,2	ਰ ਦ
Resto dell'Asla	ਟੇਤ	9,8	116	78	7,0	123	77	8,2	130
Cina	2		2	2		2	3		3
India								0,1	1
Indonesia	3	5,3	38	3	1,4	12	2	1,5	12
lran							22		22
lraq	40	0,6	43	64	0,5	67	40		40
Pakistan		3,7	24		4,9	32		6,4	41
Turkmenistan	8	0.2	9	9	0,2	10	10	0,2	11
America	ਦੇਤ	ર,ક	ਰ ਰ	ea	7,3	116	75	7,3	122
Ecuador	12		12	10		10	11		11
Stati Uniti	ਟ I	3,9	77	ਵਰ	5,3	ਰੇਤ	64	5,3	ਰੇਲ
Trinidad e Tobago		1,6	10		2,0	13		2,0	13
Australla e Oceania	2	3,0	22	3	3,2	24	5	3,2	26
Australia	. 2 833	3,0 138,4	22 1.728	3 859	3,2 127,4	24 1.684	5 891	3,2 129,8	26 1.726

Società in joint venture e collegate
Angola	3	2,5	20	1	0,8	6			5
Indonesia	1	0,3	3	1	0,6	4	1 4	0,7 0,2	4
Tunisia	3	0,1	4	3	0,1	4	12	1,9	25
Venezuela	12	2,7	e I	14	7,2	୧1 75	17	2,8	34
	19	10,6	88	19	8,7
	:52	149.0	1.816	878	136,1	1.759	808	132,6	1.760

locure
(a ) lnclude la quota Eni delle società collegate e joint venture valutate con l'incolo del patcinnono nel 2017, 2016 e 2015).
(b) Comprende la quota di gas naura

().

8319263

POZZI PRODUTTIVI

Nel 2017 i pozzi dedicati alla produzione di idrocarburi sono 9.147 (3.725,5 in quota Eni). In particolare i pozzi produttivi di petrolio sono pari a 6.492 (2.520,3 in quota Eni); i pozzi in produzione di gas naturale sono pari a 2.655 (1.205,2 in quota Eni).

Nella tabella seguente sono riportati il numero dei pozzi in produzione, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities oil&gas (Topic 932).

Pozzi produttivi(a)

			2017
		Petrollo		Gas naturale
	(numero)		totali	totall	In quota Eni
Italia		231,0	184,7	573,0	495,7
Resto d'Europa		378,0	65.0	177,0	92,2
Africa Settentrionale		687,0	284,5	90,0	48.9
Egitto		1.186,0	729,4	139,0	46,8
Africa Sub-Sahariana		2.786.0	585,7	330,0	29,1
Kazakhstan		205,0	55,6
Resto dell'Asia		739,0	477,5	1.032,0	402,0
America		273,0	134,1	296.0	86,7
Australia e Oceania		7.0	3.8	18.0	3.8
		6.492,0	2.520,3	2,655,0	1.205,2

(a) lnclude 1.960 (715, in quot Enl) pozzi dovel neni sullo stesso (or (pozzla completanent multiple). Liculvit perforalva a completante por unico pozzo.
consente di produre

ATTIVITÀ DI DRILLING

ESPLORAZIONE

Nel 2017 sono stati ultimati 25 nuovi pozzi esplorativi (15,9 in quota Eni), a fronte dei 16 nuovi pozzi esplorativi ( 10,2 in quota Eni) del 2016 e dei 29 nuovi pozzi esplorativi (19,1 in quota Eni) del 2015. Nelle tabelle seguenti sono riportati il numero dei pozzi esplorativi classificati di successo commerciale, sterili e in progress come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities - oil&gas (Topic 932).

Il coefficiente di successo commerciale per l'intero portafoglio pozzi è stato del 60% (52% in quota Eni), a fronte del 50% (50% in quota Eni) del 2016 e del 16,7% (25,1% in quota Eni) del 2015.

Perforazione esplorativa

			Pozzi completati(e)				Pozzi in progress(b)
	2017		2016		2015		2017
(numero)	successo commerciale .	sterili(c)	SUCCesso commerciale	sterlitel	successo commerciale	sterille)	totale	in quota Eni
Italia				1,0			4,0	2,3
Resto d'Europa	1,2	1,3	0,1	0,4		2,2	9,0	2,5
Africa Settentrionale	0,5		0,5	1,0		1,0	7,0	6,5
	2,5	5,4	5,5	0,8	3,3	4,8	7,0	4,9
Egitto Africa Sub-Sahariana	2,9	0,3	0,1	1,1	0,6	2,9	28,0	14,1
Kazakhstan							6,0	1,1
Resto dell'Asia				0,9		3.4	11,0	5,0
America	0,5			1,0	1,0	0,3	5,0	4,5
Australia e Oceania							10	0,3
	7.6	7,0	6.2	6.2	4.9	14.6	78.0	41,2

(a) Numero di pozi houolo Eni.
(a) Heldono ipozi le morane ne sopesibile produre una quantita suficiente diperollo o gesnaurale tale da gustilleanell completaneno.
(c) Unpozz

83192

SVILUPPO

Nel 2017 sono stati ultimati 178 nuovi pozzi di sviluppo (90,7 in quota Eni) a fronte dei 296 nuovi pozzi di sviluppo (118,7 in quota Eni) del 2016 e dei 335 (132,4 in quota Eni] del 2015.

La riduzione del numero di pozzi di sviluppo rispetto il 2016 riflette la finalizzazione delle attività in alcuni grandi progetti avviati in produzione nel corso del 2017.

È attualmente in corso la perforazione di 49 pozzi di sviluppo (22,9 in quota Eni).

t elle tabelle seguenti sono riportati il numero dei pozzi di sviluppo classificati come produttivi, sterili, in progress e i pozzi in produzione, come previsto dalle disposizioni del FASB Extractive Activities -oil&gas (Topic 932).

Perforazione di sviluppo

	J-607	Pozzi completati(a)				Pozzi in progress
	2017		2016		870 2015		2017
	produttivi	sterlilb] .	produttivi	sterlif(b)	produttivi	sterlilb)	totale	in quota Enl
(numero)	2,6		4,0		6,0		1.0	1,0
Italia		0,2	5,6		10,2	0,1	5,0	0,8
Resto d'Europa	2,7		6,2	0,7	4,5		10,0	5,5
Africa Settentrionale	5,1			0,5	26,0	2,8	10,0	5,4
Egitto	49,7	2,3	32,4			2,5	21,0	9,6
Africa Sub-Sahariana	8,6		21,2	0,2	22,0		2,0	0,61
Kazakhstan	1,2		4,6		4,7
Resto dell'Asia	15,0	0,2	31,6	0,5	29,7	5,9
America	3,1		ਰ,9	1,3	17.4	0,1
					0.5
Australia e Oceania	88.0	2,7	115,5	3.2	121,0	11.4	49.0	22,9

(a) Numero di pozzi li n quota Eni.
(6) Un pozzo sterile e un pozzo esplorativo o di sviluppo dal qualcia suficiente di petrollo o ges naurale tale da giustilitarnei l'omple

SUPERFICI

Nel 2017 Eni ha condotto operazioni in 46 Paesi dei cinque continenti. Al 31 dicembre 2017 il portafoglio minerario di Eni consiste in 756 titoli (in esclusiva o in compartecipazione) per l'esplorazione e lo sviluppo con una superficie totale di 414.918 chilometri quadrati in quota Eni (323.896 chilometri quadrati in quota Eni al 31 dicembre 2016). La superficie sviluppata è di 31.038 chilometri quadrati e la superficie non sviluppata è di 383.880 chilometri quadrati in quota Eni.

Nel 2017 le principali variazioni derivano: (i) dall'acquisto di nuovi titoli principalmente in Cipro, Costa d'Avorio, Kazakhstan, Marocco, Messico ed Oman per una superficie di circa 97.200 chilometri quadrati; (ii) dal rilascio di licenze principalmente in Kenya, Pakistan, Ucraina, Norvegia, Regno Unito, Egitto e Stati Uniti per circa 6.700 chilometri quadrati; (iii) dall'incremento di superficie netta per variazioni di quota principalmente in Kenya e Australia, per circa 6.800 chilometri quadrati; e (iv) dalla riduzione di superficie netta per rilascio parziale in Indonesia, Gabon, Egitto e Pakistan e per variazioni di quota principalmente in Mozambico ed Egitto, per circa 6.300 chilometri quadrati.

Sal Relacione

.83192639

Principali aree sviluppate e non sviluppate

	31 dicembre 2018		31 dicembre 2017
	netta (a) ਰ ്നു 1901	Numero titoli	Sup. lorda sviluppata[•][b]	sviluppata (») lorda Sup. non	이 lorda G Sup. Tota	Sup. netta sviluppatali){b}	(=) sviluppata netta Sup. non	Sup. nettale) e Total
EUROPA	45.380	280	15.232	59.373	74.605	10.414	40.792	51.206
ltalla	16.767	144	10.011	10.321	20.332	8.351	8.029	16.380
Resto d'Europa	28.613	138	5.221	49.052	54.273	2.063	32.763	34.826 17.967
Cipro	10.018 987	6 S	1.975	23.858	23.858 1.975	987	17.967	987
Croazia Groenlandia	1.909	2		4.890	4.890		1.909	1.909
Montenegro	614	1		1.228	1.228		614	614
Norvegia	2.608	54	2.337	4.403	6.740	462	1.655	2.117
Portogallo	3.182	3		4.547	4.547		3.182	3.182
Regno Unito	6.328	60	909	5.298	6.207	614	5.191	5.805
Altri Paesi	2.967	8		4.828	4.828		2.245	2.245
AFRICA	152.676	264	46.319	260.611 38.707	068.930	11.723 3.626	150.258 22.171	161.981 25.797
Africa Settentrionale	18.727 1.179	65 42	8.735 3.172	187	47.442 3.359	1.110	31	1.141
Algeria Libia	13.294	11	1.963	24.673	26.636	ਰਵੰਡ	12.336	13.294
Marocco	2.696	2		13.847	13.847		9.804	9.804
Tunisia	1.558	10	3.600		3.600	1.558		1.558
Egitto	10.665	54	5.692	19.683	25.375	2.131	7.061	9.192
Africa Sub-Saharlana	123.284	145	31.892	202.221	234.113	5.986	121.026	126.992
Angola	4.367	રેક	8.098	12.953	21.051	1.027	3.340	4.367
Congo	1.168	ટર	1.430	1.320	2.750	843	628 50652	1.471 2.905
Costa d'Avorio	286 6.217	3 4		4.010 5.283	4.010 5.283		5.283	5.283
Gabon Ghana	579	3	226	1.127	1.353	100	479	579
Kenya	41.173	6		50.677	50.677		43.948	43.948
Liberia	કેક ર	1		2.341	2.341		રકાર	કેક ર
Mozambico	1.956	6		3.911	3.911		978	978
Nigeria	7.370	34	22.138	8.631	30.769	3.996	3.374	7.370
Sud Africa	26.279	1		65.505	65.505		26.202	26,202
Altri Paesi	33.304	4		46.463	46.463		33.304	33.304 184.029
ASIA	109.761 883	80 7	14.560 2.391	288.886 3.890	301.426 6.281	5.058 442	178.971 1.101	1.543
Kazakhstan Resto dell'Asia	108.892	ਦੇਤ	12.169	282.976	295.145	4.616	177.870	182.486
Cina	7.069	8	77	7.141	7.218	13	7.141	7.154
India	5.244	1		13.110	13.110		5.244	5.244
Indonesia	25.181	14	4.949	26.892	31.841	1.990	20.899	22.889
lraq	446	1	1.074		1.074	446		446
Myanmar	13.558	4		24.080	24.080		13.558	13.558
Oman		1		90.760	90.760		77.146	77.146
Pakistan	8.746	13 3	5.869	11.486 62.592	17.355 62.592	1.987	5.414 20.862	7.401 20.862
Russia Timor Leste	20.862 1.230	1		1.538	1.538		1.230	1.230
Turkmenistan	180	1	200		200	180		180
Vietnam	23.132	5		30.777	30.777		23.132	23.132
Altri Paesi	3.244	1		14.600	14.600		3.244	3.244
AMERICA	5.696	। ਤੇਰੇ	4.854	9.626	14.480	3.134	3.507	6.641
Ecuador	1.985	1	1.985		1.985	1.985		1.985
Messico	67	6		1.657	1.657		1.146	1.146
Stati Uniti	1.186	117	1.226	879	2.105	586	466	1.052
Trinidad e Tobago	ee	1	382 1.261	1.543	382 2.804	୧୧ 497	રકવ	દિશ 1.066
Venezuela	1.066 ! 1.326	િ 8		5.547	5.547		1.326	1.326
Altri Paesi AUSTRALIA E OCEANIA	10.383	13	1.140	15.567	16.707	209	10.352	11.061
Australia	10.383	13	1.140	15.567	16.707	709	10.352	11.061

Totale	323.896	756	82.105	632.043	714.148	31.038	383.880	414.918

[a] Chilometri quadrati.
(b) La superficie sviluppata si ifierisce a quei tioli per iquali almenouna porzione dell'area è in produzione o contiene riserve certe sviluppate.

8 3 1 9 2 640

PRINCIPALI INIZIATIVE DI ESPLORAZIONE E DI SVILUPPO

ITALIA

Il 18 luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera presso il Centro Olio Val d'Agri ("COVA") avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione Basilicata, una volta completati gli accertamenti e le verifiche che hanno confermato l'integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni di sicurezza. L'interruzione dell'attività del COVA avveniva il 18 aprile 2017. Maggiori informazioni sono fornite nella nota al Bilancio consolidato n. 38 "Garanzie, impegni e rischi".

Nel corso dell'anno sono stati completati 10 dei 35 progetti avviati nell'ambito dell'Addendum 2014 al protocollo di accordo con la Regione Basilicata, con iniziative di natura ambientale, sociale nonché programmi per lo sviluppo sostenibile. Inoltre sono stati avviati progetti di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello. Proseguono gli impegni definiti dall'Accordo Gas per l'erogazione di un contributo a sostegno della spesa per il consumo di gas nei Comuni della Val d'Agri e per programmi di efficientamento energetico.

Nell'offshore Adriatico le iniziative di sviluppo hanno riguardato: (i) la manutenzione e l'ottimizzazione della produzione principalmente nei campi di Barbara e Porto Garibaldi-Agostino; (ii) l'avvio del progetto Poseidon, realizzato in collaborazione con Enti e Istituti scientifici nazionali, con l'obiettivo di convertire alcune piattaforme in stazioni scientifiche per lo studio dell'ambiente marino; e (iii) nell'ambito degli accordi con il comune di Ravenna, sono proseguite le attività dei progetti di tutela ambientale ed iniziative di formazione a supporto dell'occupazione giovanile attraverso l'avvio di programmi di Alternanza Scuola-Lavoro e di Apprendistato di Primo Livello.

Nell'ambito del Protocollo d'Intesa per l'area di Gela, firmato nel novembre 2014 presso il Ministero dello Sviluppo Economico, proseguono le attività per .lo sviluppo dei giacimenti offshore Argo e Cassiopea. È stato presentato alle competenti autorità un progetto di ottimizzazione delle attività con l'obiettivo di minimizzare l'impatto ambientale. L'ottimizzazione del piano di sviluppo prevede importanti sinergie con la Raffineria di Gela attraverso il recupero di alcune aree già bonificate per la realizzazione degli impianti di trattamento del gas. Le attività programmate sono in attesa di autorizzazione da parte delle competenti autorità. Inoltre nell'ambito delle iniziative di sviluppo sostenibile previste dal Protocollo d'Intesa in accordo con il comune di Gela e la Regione Sicilia sono: (i) stati firmati accordi attuativi per la riqualifica del territorio e il rilancio delle attività economiche; e (ii) proseguiti i progetti di Alternanza Scuola-Lavoro, di Apprendistato di Primo Livello, le iniziative contro la dispersione scolastica e borse di studio universitarie.

RESTO D'EUROPA

Norvegia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo: (i) con la scoperta Cape Vulture a gas e olio nelle licenze PL128/128D (Eni 11,5%) nel Mare di Norvegia, in prossimità degli impianti in produzione del giacimento Norne (Eni 6,9%). La scoperta è stimata in circa 130 milioni di boe in posto; e (ii) con la scoperta Kayak nella licenza PL532 (Eni 30%) nel Mare di Barents, mineralizzata a olio. Quest'ultimo pozzo si trova in prossimità dell'area in sviluppo denominata Johan Castberg sempre nella medesima licenza. La stima preliminare delle dimensioni della scoperta Kayak sono di 220 milioni di boe in posto.

Le recenti scoperte rappresentano un altro importante risultato della strategia near-field che permette, in caso di successo, la veloce messa in produzione delle riserve grazie alle sinergie con le infrastrutture produttive.

È stata raggiunta la Final Investment Decision (FID) del progetto di sviluppo del giacimento Johan Castberg (Eni 30%) nel Mare di Barents. L'area è stimata contenere circa 450-650 milioni di boe di risorse recuperabili. Lo start-up è previsto nel 2022.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) la perforazione e successiva messa in produzione di due nuovi pozzi iniettori e di un pozzo produttore nel giacimento di Goliat (Eni 65%, operatore); e (ii) attività di infilling a sostegno della produzione nei giacimenti Ekofisk e Eldfisk (Eni 12,39%) nel Mare del Nord e Heidrun (Eni 5,17%), Asgard [Eni 14,82%] e Norne nel Mare Norvegese.

AFRICA SETTENTRIONALE

Algeria Nel giugno 2017 è stato firmato l'accordo di estensione contrattuale per 15 anni dei giacimenti del Blocco 403 (Eni 50%). L'accordo prevede la possibilità di sviluppo del potenziale gas dell'area anche attraverso l'utilizzo delle facility di trattamento del progetto MLE del Blocco 405b (Eni 75%). Inoltre è prevista la possibilità di estensione contrattua le per ulteriori 10 anni. L'accordo ha ricevuto tutte le necessarie autori zazioni previste dal Paese.

Nel dicembre 2017 Eni e la compagnia di stato Sonatrach hanno firma to un Memorandum d'Intesa nello sviluppo di progetti nel settore delle rinnovabili. In particolare l'accordo prevede la realizzazione e studi di fattibilità di unità di produzione di energia solare in aree produttive operate dalla stessa compagnia di stato. L'accordo conferma l'impegno Eni di promuovere lo sviluppo sostenibile nei Paesi in cui opera nell'ambito della strategia di transizione energetica che include l'utilizzo sempre maggiore di energia da fonti rinnovabili. Inoltre nel corso dell'anno sono state avviate le attività per la realizzazione di un impianto fotovoltaico di 10 Megawatt per la fornitura di energia elettrica al giacimento di Bir Rebaa Nord, nel Blocco 403, così come previsto dagli accordi definiti. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) attività di infilling e ottimizzazione della produzione dei campi di Zea nei Blocchi 403 a/d (Eni dal 55% al 100%) e ROD e SF/SFNE nei Blocchi 401a/402a (Eni 55%); (ii) attività di workover sui giacimenti BRN, BRW e BRSW nel Blocco 403 e HBNS, HBNN e Ourhoud nel Blocco 404 (Eni 12,25%); (iii) nel Blocco 405b, il completamento dell'impianto di trattamento, con capacità pari a 32 mila barili/giorno, del progetto CAFC olio, il proseguimento delle attività di drilling pianificate nell'area nonché attività di infilling sul progetto MLE; e (iv) il proseguimento dello sviluppo del campo di El Merk nel Blocco 208 (Eni 12,25%), con la perforazione di pozzi produttori e di water injection.

Libla L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nell'area contrattuale D (Eni 50%) con una nuova scoperta a gas e condensati. La scoperta è situata in prossimità dei campi in produzione di Bouri-(Eni 50%) e di Bahr Essalam (Eni 50%). Il successo esplorativo fi entra nella strategia Eni di esplorazione near-field che, in caso. di successo, permette di sfruttare le sinergie con le infrastrutture produttive esistenti riducendo il tempo di messa in produzione della scoperta e permettendo di fornire nuova produzjone dreas destinata al mercato locale e all'export. Nell'aprile 2017 le Autorità del Paese hanno esteso il periodo esplorativo della licenza fino al 2019. Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) l'installazione, il commiissio ning e l'avvio produttivo di una nuova FS0 nel giacimento di Bouri; (ii) la seconda fase di sviluppo del giacimento Bahr Essalam. Sono state avviate le attività di installazione delle facility offshore e il completamento dei pozzi, Lo schema di sviluppo prevede la perforazione e il completamen-

to di dieci pozzi produttivi. Lo start-up è previsto nel corso del 2018; e (iii) la perforazione e allacciamento di due ulteriori pozzi produttivi nel giacimento Wafa (Eni 50%). Sono in corso le attività di upgrading della capacità di compressione di Wafa per sostenere la produzione di gas naturale con completamento previsto nel 2018.

Nel marzo 2017 è stato firmato un Memorandum of Understanding per la realizzazione di interventi nell'ambito della salute ed educazione nelle comunità locali. In particolare sono stati definiti i primi due programmi di intervento: (i) ristrutturazione della clinica presso l'area di Jalo; e (ii) la realizzazione di una pipeline per l'impianto di desalinizzazione per fornire acqua potabile alle comunità dell'area. Inoltre Eni è impegnata in altri programmi a supporto delle comunità del Paese con: (i) iniziative in ambito sanitario e di accesso all'acqua e all'energia nelle aree produttive di Bu Attifel ed El Feel; e (ii) programmi di formazione in ambito medico e nel settore oil&gas.

FGITTO

L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con i pozzi near-field di Meleiha South 1X, Aman East 1X e Karnak Deep 1X mineralizzati a olio, nella concessione Meleiha (Eni 76%). Le scoperte sono state collegate alle facility produttive presenti nell'area.

Nell'ambito della strategia Eni di Dual Exploration che consente di perseguire contemporaneamente al rapido sviluppo delle riserve scoperte, la loro parziale diluizione al fine di anticiparne la monetizzazione del valore, è stata completata, con l'approvazione del governo egiziano, la cessione di una quota complessiva del 40% di Zohr nel blocco offshore di Shorouk. In particolare gli accordi di cessione hanno riguardato: (i) una quota del 10% a BP, per un ammontare pari a \$375 milioni e il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti per circa \$150 milioni; e [ii ] una quota del 30% a Rosneft, per un ammontare di \$1.125 milioni e il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti per circa \$450 milioni. Nel marzo 2018 è stata definita la cessione di un'ulteriore quota del 10% del giacimento Zohr a Mubadala Petroleum, per un ammontare pari a \$934 milioni. Il completamento della transazione è subordinato alla realizzazione di alcune condizioni e di tutte le autorizzazioni previste, Nel dicembre 2017, è stata avviata in meno di 2 anni e mezzo dalla scoperta, un tempo record per questa tipologia di giacimento, la produzione a gas di Zohr [Eni 60%, operatore], attraverso pozzi e facility sottomarine. La produzione è attualmente convogliata tramite sealine al primo treno di trattamento del nuovo impianto onshore con una capacità di circa 10 milioni di metri cubi/giorno. Lo schema di progetto di Zohr prevede la realizzazione di altri 7 treni di trattamento gas che consentiranno il ramp-up della produzione fino a raggiungere il livello di plateau pari a circa 76 millioni di metri cubi/giorno. Proseguono le attività di sviluppo con le attività di drilling con progressivo avvio produttivo dei 20 pozzi pianificati, di cui 6 attualmente completati; e la costruzione delle facility di trattamento. Il giacimento ha un potenziale di oltre 850 miliardi di metri cubi di gas in posto (circa 5,5 miliardi di boe).

Al 31 dicembre 2017 i costi di sviluppo capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto Zohr ammontano a \$3 miliardi pari a €2,5 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2017. Gli investimenti previsti a piano per la fase di ramp-up della produzione di Zohr saranno finanziati con il cash-flow operativo allo scenario del marker Brent di Eni.

Al 31 dicembre 2017 le riserve certe del giacimento Zohr di competenza Eni sono pari a 695 milioni di boe.

Nell'ambito delle iniziative di social responsability, è stata completata la ristrutturazione della clinica di El Garabaa, nei pressi delle facility produttive onshore di Zohr, e la fornitura di tutte le necessarie attrezzature medico-sanitarie. Nel marzo 2017 è stato firmato con le Autorità locali un Memorandum of Understanding. L'accordo, che affianca le attività di sviluppo, è finalizzato ad implementare nel corso dei prossimi quattro anni diverse iniziative di supporto socio-economico e sanitario delle comunità locali nell'area di Zohr e Port Said. I programmi, per un valore complessivo di \$20 milioni, saranno completamente finanziati da Eni e dai suoi partner del progetto Zohr. Sono state identificate tre principali aree di intervento: (i) acquacoltura e attività ittiche; (ii) progetti sanitari; e (iii) programmi a supporto dei giovani. Nel 2018 è prevista la costruzione di una clinica e di un centro giovanile nella zona sud-occidentale di Port Said; l'avvio delle attività per un centro di acquacoltura prossimo agli impianti onshore di Zohr.

È stato sanzionato il progetto offshore di sviluppo Baltim South West [Eni 50%, operatore] nel Delta del Nilo che prevede la messa in produzione di 6 pozzi attraverso l'installazione di una piattaforma produttiva e facility di collegamento all'impianto esistente di trattamento gas nell'area di Nooros (Eni 75%).

Le altre attività di sviluppo hanno riguardato: [i] attività di infilling e ottimizzazione della produzione nelle concessioni del Golfo di Suez (Eni 100%), North Port Said (Eni 50%) e Meleiha (Eni 76%); e (ii) lo start-up di tre pozzi addizionali e il completamento della seconda e della terza unità di trattamento del giacimento Nooros, con il conseguimento di un livello produttivo pari a circa 33 milioni di metri cubi/giorno.

AFRICA SUB-SAHARIANA

Angola Nel novembre 2017 è stato firmato con Sonangol un accordo che assegna a Eni il 48% ed il ruolo di operatore del blocco onshore di Cabinda North. Il blocco, in cui Eni partecipava in precedenza con il 15%, si trova in un bacino petrolifero poco esplorato nel nord del Paese, nel quale Eni potrà sfruttare le conoscenze minerarie acquisite dalle attività nelle aree adiacenti nella Repubblica del Congo. In caso di scoperte significative, la messa in produzione sarà facilitata dalla presenza di infrastrutture già esistenti. Inoltre, le due aziende hanno firmato un Memorandum of Understanding per la definizione di progetti congiunti su tutta la catena del valore dell'energia. In particolare sono previsti programmi nel downstream, nell'esplorazione, nella valorizzazione del gas associato e non associato e nel campo delle energie rinnovabili.

Nel febbraio 2017, è stata avviata la produzione del progetto East Hub nel Blocco 15/06 (Eni 36,84%, operatore), in anticipo di 5 mesi rispetto ai piani di sviluppo e con un time-to-market tra i migliori dell'industria. Lo start-up è stato conseguito con il collegamento del campo di Cabaça South East alla FPS0 Olombendo. Lo sviluppo, nel rispetto della policy zero flaring e zero water discharge, include pozzi di iniezione acqua e gas. Nel medesimo Blocco è in produzione dalla fine del 2014 anche il progetto West Hub. Nel novembre 2017 è stata firmata l'estensione fino al 2020 dei diritti esplorativi nell'area; questo permetterà ad Eni di sfruttare tutto il potenziale esplorativo near-field in un bacino estremamente prolifico.

Le attività di sviluppo hanno riguardato: (i) il completamento delle attività di progetto del giacimento a olio di Ochigufu, parte del piano di sviluppo del West Hub project nel Blocco 15/06. L'avvio produttivo è stato raggiunto nel marzo 2018, in un anno e mezzo dal conseguimento della FID: (ii) Il progetto Vandumbu nel Blocco 15/06, con start-up previsto nel 2019: (iii) la perforazione dei pozzi di sviluppo del progetto in produzione Mafumeira Sul nel Blocco 0 (Eni 9,8%); e (iv) il completamento delle attività di sviluppo del progetto Kizomba Satellite Fase 2 e attività di infilling nel Blocco 15 [Eni 20%].

Eni è inoltre impegnata nell'implementazione di attività a supporto dello sviluppo socio-economico nella regione meridionale del Paese. In particolare, le iniziative in corso, definite insieme al Ministero dell'Energia e delle Risorse Idriche, al Ministero della Salute e alle comunità locali, hanno riguardato: (i) un progetto integrato per migliorare l'accesso all'energia e all'acqua; (ii) progetti in ambito agricolo nonché programmi e attività di formazione nell'ambito della salute. Infine, Eni supporta il programma finalizzato allo sminamento e riqualifica delle aree rurali, in particolare nelle zone sud del Paese.

Congo Nel 2017 è proseguita la fase esecutiva del progetto in produzione Nené Marine Fase 2A nel blocco Marine XII (Eni 65%, operatore), attraverso: (i) l'installazione e avvio di una nuova piattaforma produttiva; (ii) la realizzazione di una nuova sealine per l'esportazione della produzione verso l'hub di Kitina (Eni 52%, operatore); e (iii) lo start-up di 7 ulteriori pozzi produttivi, Le attività di sviluppo a progetto includono la perforazione di ulteriori pozzi produttivi con start-up previsto nel 2018 e la realizzazione di una nuova sealine di collegamento verso l'hub di Litchendjili nel blocco Marine XII. Il programma di sviluppo dell'area è realizzato con l'obiettivo di raggiungere lo zero routine flaring attraverso la re-iniezione di gas e dell'acqua di produzione in giacimento e l'utilizzo del gas per la produzione dell'energia elettrica. Il completamento delle attività di sviluppo consentirà la valorizzazione del gas associato attraverso la fornitura alla centrale elettrica CEC (Eni 20%).

Nell'aprile 2017 è stata firmata l'estensione del gas sale agreement che regola la fornitura di gas del blocco Marine XII alla centrale elettrica CEC. Il nuovo accordo prevede inoltre la fornitura addizionale di un milione di metri cubi/giorno di gas.

Inoltre Eni è impegnata anche sulla tutela della biodiversità del Paese. In particolare nell'area produttiva di M'Boundi (Eni 83%, operatore), in collaborazione con ONG internazionali, prosegue un programma di salvaguardia della flora e della fauna delle aree adiacenti agli impianti di processo e di produzione.

Sono state avviate le attività della seconda fase del Progetto Integrato Hinda, con l'obiettivo di migliorare le condizioni di vita della popolazione che risiede in prossimità alle aree produttive di M'Boundi, Kouakouala, Zingali e Loufika. Il progetto definito prevede diverse iniziative per incentivare lo sviluppo socio-economico della popolazione attraverso programmi che promuovano la diversificazione economica, l'educazione primaria, l'accesso all'acqua ed interventi in ambito sanitario. Inoltre è stato avviato un progetto per la realizzazione di un centro di formazione e ricerca sulle energie rinnovabili a Oyo, nel nord del Paese.

Ghana È stato avviato in soli 2 anni e mezzo, in anticipo di 3 mesi rispetto al piano di sviluppo e con un time-to-market record, l'Integrated Oil&Gas Development Project, nel blocco Offshore Cape Three Points (OCTP) operato da Eni con una quota del 44,44%. Il progetto mediante l'utilizzo di una FPSO, produrrà fino a 85 mila boe/giorno attraverso 18 pozzi sottomarini. Proseguono le attività di sviluppo, in particolare nel 2017 sono stati completati e collegati tutti i pozzi destinati alla produzione di olio con il raggiungimento del picco produttivo planificato di 45 mila barili/giorno in anticipo di circa un anno rispetto il piano di sviluppo. Il programma di sviluppo include anche l'invio del gas non associato a un impianto dedicato onshore che lo immetterà nella rete nazionale con una fornitura di circa 5 milioni di metri cubi/giorno. L'avvio è previsto dalla metà del 2018.

L'OCTP è l'unico progetto di sviluppo di gas non associato in acque profonde interamente dedicato al mercato domestico nell'Africa Sub-Sahariana, e garantirà al Ghana 15 anni di forniture affidabili di gas ad un prezzo competitivo, dando un contributo sostanziale all'accesso all'energia e allo sviluppo economico del Paese.

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Il progetto è stato sviluppato in conformità ai requisiti più stringenti in materia ambientale, zero gas flaring e re-iniezione dell'acqua prodotta, compresi i Performance Standards on Environmental and Social Sustainability dell'International Finance Corporation (IFC) parte della World Bank Group.

Prosegue l'impegno di Eni nell'implementazione di progetti volti a migliorare le condizioni di vita della popolazione nella regione occidentale del Paese, nei pressi dell'area operativa del progetto OCTP. In particolare le iniziative in corso riguardano: (i) il sostegno al fabbisogno alimentare anche attraverso iniziative di training e progetti specifici finalizzati al ripristino e aumento della produzione agro-zootecnica e alle attività di pesca; (ii) nell'ambito della diversificazione economica, interventi che promuovono attività micro-imprenditoriali e programmi di formazione professionale; (iii) il miglioramento dell'accesso all'acqua potabile e la gestione dei rifiuti; e (iv) la ristrutturazione delle infrastrutture scolastiche primarie di Sanzule. Proseguono le iniziative nell'ambito sanitario, l'ampliamento dell'accesso ai servizi di salute materna e infantile. Sono in corso iniziative per lo sviluppo di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili, in particolare fotovoltaici.

Mozambico Nel dicembre 2017 Eni ha completato la cessione a Exkon-Mobil di una partecipazione indiretta del 25% nell'Area 4, nell'offshore del Mozambico, tramite cessione di una quota del 35,7% della società Eni East Africa (EEA). Le condizioni concordate sulla base degli accordi del marzo 2017, prevedono un prezzo di circa \$2,8 miliardi più gli aggiustamenti contrattuali fino alla data del closing, in particolare il rimborso pro-quota degli investimenti sostenuti. A seguito del completamento della transazione, EEA, ridenominata Mozambique Rovuma Venture, è controllata pariteticamente da Eni ed ExxonMobil, ciascuna con il 35,7% di partecipazione azionaria, e da CNPC che detiene il 28,6%. Eni continua a gestire il progetto Coral South FLNG e tutte le operazioni upstream nell'Area 4, mentre ExxonMobil guida la costruzione e la gestione degli impianti di liquefazione di gas naturale a terra. Questo modello operativo consente l'utilizzo delle migliori competenze tecniche sia di Eni sia di ExxonMobil, ognuna delle quali si concentrerà su ambiti distinti e scopi chiaramente definiti pur mantenendo i vantaggi di un progetto completamente integrato.

Le attività di sviluppo di Coral South prevedono la realizzazione di un impianto galleggiante per il trattamento, la liquefazione e lo stoccaggio del gas con una capacità di circa 3,4 milioni di tonnellate all'anno di GNL ("Coral South FLNG"), alimentato da 6 pozzi sottomarini e start-up atteso nella metà del 2022.

Nel corso del 2017 sono state avviate le attività di progetto e sono stati firmati: (i) i contratti per la perforazione, la costruzione, installazione e messa in esercizio delle facility di produzione; (ii) gli accordi con i finanziatori per il project financing per la costruzione, installazione e messa in opera dell'unità galleggiante di liquefazione (FLNG) a copertura del 60% dell'investimento. Nel dicembre 2017 è sțato raggiuntaji financial close dell'accordo di finanziamento sottoscritto da 15 jetitut di credito di primaria importanza e garantito da 5 agenzie di Export Credit; e (iii) gli accordi con il governo mozambicano per la definizione del quadro regolatorio del progetto.

Le altre attività riguardano il programma di sviluppo del progetto Mamba attraverso un piano indipendente má coordinato con l'opera tore dell'Area 1 (Anadarko).

Nella provincia di Cabo Delgado e a Maputo, Eni è impegnata in un vasto programma di attività a favore della popolazione, tra cui programmi di accesso all'energia, accesso all'acqua, salute pubblica, nonché attività di istruzione e formazione.

1.7

Relozien

Nigerio Nel 2017 è stato firmato con la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) un Memorandum of Understanding che promuove nuove attività in grado di contribuire in misura significativa allo sviluppo economico e sociale del Paese. In particolare l'accordo di cooperazione include: (i) un maggior focus delle attività di esplorazione e sviluppo; (ii) i termini della cooperazione per la ristrutturazione e l'ampliamento della raffineria di Port Harcourt; (iii) l'ampliamento della centrale a ciclo combinato di Okpai con il raddoppio della capacità di generazione elettrica; e (iv) la valutazione di ulteriori progetti per assicurare l'accesso all'energia anche nelle aree più remote del Paese e le possibili applicazioni di nuove tecnologie nel campo delle energie rinnovabili.

Le attività di sviluppo hanno riguardato principalmente: (i) interventi rigless per il mantenimento del profilo produttivo nonché attività di manutenzione e ripristino delle facility danneggiate a seguito di azioni di sabotaggio e bunkering nei blocchi OML 60,61, 62 e 63 (Eni 20%); (ii) il completamento delle attività dei progetti Forcados-Yokri nel blocco OML 43 (Eni 5%) e Gbaran 2A/2B e Associated gas nel blocco OML 28 (Eni 5%) per la fornitura di gas naturale all'impianto di liquefazione di Bonny. In particolare nell'anno è avvenuto il collegamento dei pozzi produttivi e l'upgrading degli impianti di trattamento esistenti.

I progetti per le comunità in Nigeria proseguono con interventi nell'ambito dell'accesso all'energia off-grid, accesso all'acqua, diversificazione economica con il proseguimento del Green River Project, accesso all'educazione primaria, formazione professionale ed assegnazione di borse di studio, nonché interventi di riabilitazione e costruzione di centri di salute e fornitura di materiale medico.

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

Eni partecipa con il 10,4% nella società Nigeria LNG Ltd che gestisce l'impianto di liquefazione di gas naturale di Bonny, nella zona orientale del Delta del Niger. L'impianto è in produzione con 6 treni della capacità produttiva di 22 milioni di tonnellate/anno di GNL, corrispondenti a circa 35 miliardi di metri cubi/anno di feed gas. Le forniture di gas all'impianto sono assicurate sulla base di un gas supply agreement dalle produzioni di tre joint-venture SPDC JV, TEPNG JV e della NAOC JV. I volumi trattati dall'impianto nel corso del 2017 sono stati pari a circa 32 miliardi di metri cubi. La produzione di GNL è venduta in base a contratti di lungo termine sui mercati statunitense, asiatico ed europeo attraverso la flotta di metaniere della società Bonny Gas Transport, interamente posseduta dalla Nigeria LNG Ltd.

KAZAKHSTAN

Nel 2017, Eni ha raggiunto una serie di accordi strategici di cooperazio ne negli ambiti upstream ed energie rinnovabili nel Paese.

Eni e KazMunayGas (KMG) hanno firmato un accordo, perfezionato nel dicembre 2017, che trasferisce a Eni una quota del 50% dei diritti per la ricerca e la produzione di idrocarburi del blocco di Isatay, situato nelle acque kazake del Mar Caspio. Il blocco, che si stima abbia un notevole potenziale di risorse petrolifere, sarà operato da una joint operating company paritetica tra Eni e KMG. Le due società hanno firmato un ulteriore accordo per espandere la cooperazione tecnologica in ambito upstream e valutare potenziali sviluppi congiunti in nuovi progetti. L'accordo prevede inoltre un programma di training tecnico e manageriale per il personale locale.

Eni, KMG e il Comitato kazako di Geologia, insieme ad altri partner, hanno firmato un Memorandum of Understanding con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per valutare i termini futuri di cooperazione nel bacino Precaspico Kazako-Russo, dove sono state effettuate numerose scoperte di giacimenti di petrolio di dimensioni considerevoli. Eni e General Electric (GE) hanno siglato un accordo con il Ministero dell'Energia della Repubblica del Kazakhstan per promuovere lo sviluppo di progetti di generazione di energia da fonte rinnovabile nel Paese. In particolare Eni e GE coopereranno per valutare la realizzazione di un impianto eolico dalla capacità di circa 50 MW e per identificare ulteriori possibili future iniziative.

Kashagan Prosegue il ramp-up e la stabilizzazione della produzione del giacimento Kashagan (Eni 16,81%). È stata avviata l'iniezione del gas che permetterà, una volta a regime, di raggiungere il target di capacità produttiva di 370 mila barili/giorno.

Continuano le attività per l'incremento della capacità produttiva del giacimento fino ai 450 mila barili/giorno attraverso l'incremento della capacità d'iniezione di gas con la conversione di pozzi da produttori a iniettori e l'upgrading delle attuali facility.

Gli studi per l'ottimizzazione del progetto di iniezione gas CC01 proseguono. Il progetto prevede l'installazione di un nuovo compressore che consentirà un ulteriore aumento del volume del gas re-iniettato e conseguente ramp-up produttivo,

Nell'ambito degli accordi raggiunti con le Autorità locali, prosegue il programma di formazione professionale di risorse locali nel settore oil&gas, oltre alla realizzazione di infrastrutture a scopo sociale.

Al 31 dicembre 2017 i costi capitalizzati nell'attivo patrimoniale relativi al progetto di Kashagan ammontano a \$9,8 miliardi pari a €8,2 miliardi al cambio euro/dollaro al 31 dicembre 2017, formato dagli investimenti di sviluppo sostenuti a tutto il 2017 (\$7,3 miliardi), dagli oneri finanziari capitalizzati e dall'esborso per l'acquisizione di quote in occasione dell'uscita di altri partner in esercizi precedenti (\$2,5 miliardi).

Al 31 dicembre 2017 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 620 milioni di boe in lieve aumento rispetto al 2016.

Karachaganak Nell'ambito dei progetti di ampliamento della capacità di trattamento gas degli impianti del giacimento di Karachaganak (Eni 29,25%) è in corso di finalizzazione lo sviluppo dell'ingegneria di dettaglio del progetto Karachaganak Debottlenecking con Final Investment Decision (FID) prevista entro il secondo trimestre 2018. Capacità di re-iniezione addizionale sarà garantita negli anni successivi dall'installazione di facility di re-iniezione di gas che si aggiungerà a quelle esistenti.

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

Inoltre, a seguito della ridefinizione della Sanitary Protection Zone (SPZ) associata allo sviluppo del giacimento ed in conformità alle best practice e standard internazionali, sono state completate le attività di rilocazione degli abitanti dei villaggi di Berezovka e Bestau, avviato nel 2015.

Sono proseguite le attività di monitoraggio su biodiversità ed ecosistemi presso le aree produttive.

Al 31 dicembre 2017 le riserve certe del giacimento di competenza Eni sono pari a 530 milioni di boe, in riduzione di 83 milioni di boe rispetto al 2016, dovuto principalmente alla variazione del marker Brent di riferimento da 42,8 \$/barile nel 2016 a 54,4 \$/barile del 2017.

ANDAMENTO OPERATIVO | EXPLORATION & PRODUCTION

RESTO DELL'ASIA

Indonesia L'attività esplorativa ha avuto esito positivo con il pozzo di appraisal Merakes 2 che ha confermato l'estensione dell'omonima scoperta a gas nella parte occidentale del Blocco East Sepinggan ( Eni 85%, operatore). La vicinanza della scoperta al progetto operato di Jangkrik (Eni 55% ] permetterà di sfruttare le sinergie, di ridurre i costi e le tempistiche di esecuzione del piano di sviluppo sottomarino e rappresenta un ulteriore successo della strategia Eni di esplorazione e appraisal near-field. È stata avviata, in anticipo rispetto a quanto previsto, la produzione a gas del progetto Jangkrik nel blocco Muara Bakau. La produzione, assicurata da dieci pozzi sottomarini collegati all'Unità Galleggiante di Produzione (FPU), ha raggiunto 18 milioni di metri cubi/giorno, equivalenti a 120 mila boe/giorno. Il gas prodotto, dopo essere stato trattato dalla FPU, viene spedito tramite pipeline all'impianto onshore connesso al sistema di trasporto di East Kalimantan per poi raggiungere l'impianto di liquefazione di Bontang. Il gas prodotto è venduto con contratti di lungo termine, sia alla compagnia di stato indonesiana Pertamina sia alla stessa Eni che lo commercializzerà nel mercato asiatico anche sulla base dell'accordo raggiunto con la società statale Pakistan LNG per la fornitura di oltre 11 milioni di tonnellate di GNL per 15 anni.

Sono in corso diversi progetti ed iniziative sui temi di protezione ambientale e di sviluppo sanitario e scolastico per le comunità locali nelle aree operative del Kalimantan orientale, di Papua e del Nord Sumatra.

AMERICA

Messico L'attività esplorativa ha avuto esito positivo nell'Area 1 (Eni 100%, operatore ] con la perforazione: (i) dei pozzi di appraisal Amoca-2 e Amoca-3 mineralizzati a olio; (ii) del primo pozzo di delineazione della scoperta di Miztón mineralizzato a olio; e (iii) del pozzo appraisal Tecoalli 2 mineralizzato a olio. I successi esplorativi e la revisione dei modelli di reservoir dei campi di Amoca e Miztón hanno consentito di incrementare le risorse complessive del blocco a 2 miliardi di boe in posto, dei quali circa il 90% a olio. Eni ha presentato alle competenti Autorità del Paese, il piano per lo sviluppo delle tre scoperte presenti nell'Area 1. Lo start-up della produzione è previsto nel 2019.

Nel giugno 2017 Eni si è aggiudicata l'operatorship del Blocco 10 (Eni 100%), Blocco 14 (Eni 60%) e Blocco 7 (Eni 45%) nel bacino di Sureste. Inoltre, nel febbraio 2018 Eni si è aggiudicata la quota del 65% e l'operatorship del Blocco 24. I nuovi blocchi sono vicini all'Area 1 e permetteranno, in caso di successo esplorativo, sinergie operative nell'attività di sviluppo. Nel marzo 2018 Eni si è aggiudicata l'operatorship del Blocco 28 (Eni 75%) nel bacino della Cuenca Salina, nell'offshore del Messico. L'assegnazione è soggetta all'approvazione delle autorità.

Stati Uniti Nel 2017 è stata presa la FID del progetto Lucius Subsequent Development (Eni 8,5%). Le attività di sviluppo prevedono la perforazione e il completamento di tre pozzi produttivi sottomarini che saranno collegati alle facility presenti nell'area. Lo start-up è previsto nel 2019 con una produzione a regime pari a 2 mila boe/giorno in quota Eni.

INVESTIMENTI TECNICI

Gli investimenti tecnici del settore Exploration & Production (€7.739 milioni) hanno riguardato essenzialmente gli investimenti di sviluppo (€7.236 milioni), realizzati prevalentemente all'estero in particolare in Egitto, Ghana, Angola, Congo, Algeria, Iraq e Norvegia. In Italia gli investimenti di sviluppo hanno riguardato in particolare le attività del centro olio di Viggiano in Val d'Agri (v. Principali iniziative di esplorazione e sviluppo - Italia ) nonché interventi di sidetrack e workover nelle aree mature. Gli investimenti di ricerca esplorativa (€442 milioni] hanno riguardato in particolare le attività in Cipro, Norvegia, Messico, Egitto, Libia e Costa d'Avorio.

Nel 2017 la spesa di Ricerca e Sviluppo del settore Exploration & Production è stata pari a €83 milioni (€62 milioni nel 2016). Sono state depositate 5 domande di brevetto.

Investimenti techici	2017	2016	2018	Var. ass.	Var. %
Acquisto di riserve proved e unproved	5	2		3
Egitto		2		(2)
Africa Sub-Sahariana	5			5
Esplorazione	442	417	ટેદિદ	25	6,0
Italia	5			5
Resto d'Europa	186	11	133	175
Africa Settentrionale	દે રે	42	64	13	31,0
Egitto	70	270.	168	(200)	(74,1)
Africa Sub-Sahariana	ટર્ડ	30	157	(ટ)	(16,7)
Kazakhstan	3			3
Resto dell'Asia	20	57	15	(37)	(649)
America	76	7	29	62
Australia e Oceania	2
Sviluppo	7.236	7.770	9.341	(53.4)	(6,9).
Italia	260	407	679	(147)	(36,1)
Resto d'Europa	399	590	1.264	(iat)	(32,4)
Africa Settentrionale	626	747	641	(121)	(16,2)
Egitto	3.030	1.700	ਰੇਡਰ	1.330	28,2
Africa Sub-Sahariana	1.852	2.176	2.998	(224)	(14:9) 661
Kazakhstan	197	707	835	(510)	(72,1)
Resto dell'Asia	દિદે	1.213	1.333	(547)	(45,1)
America	195	220	837	(SE)	(11.4)
Australia e Oceania	11	10	25		10,0
Altro	56	દર્	73	(a)	(13,8)
	7.739	8.254	088.6	(272)	(6,2)
			17

192645 83 GAS & POWER

iiiiiiii MISSIONI	ENTRALI POWER Emissioni di GHG/energia elettrica eq. (gCO,eq/KWheq)
	Energia elettrica prodotta (TWh)
409	398	395
।ਟ	22	22
2015	2016	2017

Performance dell'anno

· Nel 2017 l'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) ha registrato un incremento (+28%) rispetto all'anno precedente attestandosi a 0,37 per effetto di maggiori eventi infortunistici registrati (dipendenti +61%, contrattisti -26%).
Nel 2017 le emissioni di gas serra . aumentano di circa lo 0,5%, per effetto della crescita delle produzioni di energia elettrica (+2,9%) e dei maggiori volumi di gas naturale trasportato.
· Le emissioni di GHG/kWheq riferite alla produzione di energia elettrica hanno registrato una riduzione dello 0,8% rispetto all'anno precedente grazie

al proseguimento degli interventi di energy savings.

Nel 2017 il settore Gas & Power ha registrato un risultato strutturalmente positivo con un anno di anticipo rispetto ai piani grazie alla ristrutturazione del business. L'utile operativo adjusted si attesta a €214 milioni, miglior risultato degli ultimi sette anni con un incremento di €604 milioni rispetto al 2016.
Le vendite di gas nel mondo sono state di 80,83 miliardi di metri cubi, con una riduzione del 6,3% rispetto al 2016 (-5,5 miliardi di metri cubi) in linea con la riduzione degli impegni di acquisto dei contratti take-or-pay. In calo del 2,6% le

vendite in Italia [37,43 milliardi di metri cubi).

· Le vendite di energia elettrica evidenziano una riduzione del 4,6% (-1,72 TWh) rispetto al 2016. In calo per effetto principalmente dei minori volumi commercializzati nel settore grossisti e middle market parzialmente compensati dall'aumento delle vendite ai clienti large.
Gli investimenti tecnici di €142 milioni . hanno riguardato essenzialmente iniziative relative all'attività di commercializzazione del gas e di flessibilizzazione e upgrading delle centrali a ciclo combinato per la generazione elettrica.

VENDITE GAS ITALIA	CLIENTI	VENDITE ENERGIA ELETTRICA	VENDITE GNL	GRADO DI SODDISFAZIONE CLIENTI
51 MLD di METRI CUBI	8,8 MILIONI	55.5 TWh	14-1 MLD di METRI CUBI	80.1
-2,6% VS. 2016, IN LINEA CON LA RIDUZIONE DEGLI IMPEGNI DI TAKE-OR-PAY	TRA FAMIGLIE, PROFESSIONISTI, PICCOLE E MEDIE IMPRESE ED ENTI PUBBLICI IN ITALIA ED EUROPA	IN ITALIA E ALL'ESTERO	+14,5% VS. 2016 IN LINEA CON LA STRATEGIA DI VALORIZZAZIONE DEL BUSINESS	IN CRESCITA COSTANTE NEL TRIENNIO

| Fornitura di GNL in Pakistan

Eni si è aggiudicata, a seguito di una gara internazionale, la fornitura di oltre 11 milioni di tonnellate di GNL alla

società statale Pakistan LNG per una durata di 15 anni. Il GNL proverrà in parte dal campo indonesiano Jangkrik. Tale

| Razionalizzazione portafoglio retail in Europa

Perfezionata la cessione a Eneco delle attività gas & power retail in Belgio relative a circa 850.000 punti di allacciamento di energia elettrica e gas, con una quota di mercato di circa il 10%.

In linea con il piano di razionalizzazione del portafoglio, è stata inoltre definita la cessione delle attività gas in Ungheria mediante la sottoscrizione di un accordo che prevede la cessione a MET della società accordo rafforza la strategia di Eni volta al rafforzamento dell'integrazione con il business upstream.

Tigáz attiva nella distribuzione del gas con una rete di distribuzione di circa 33.700 km e 1,2 milioni di punti di riconsegna. La transazione è soggetta all'approvazione delle autorità competenti.

| Rinegoziazione portafoglio approvvigionamento gas

Eni ha proseguito nel 2017 la strategia di rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento gas long-term al fine di allineare le condizioni di prezzo e volume all'evoluzione del mercato. La revisione delle clausole contrattuali,

l'efficienza nei costi operativi e di logistica hanno consentito di raggiungere nel 2017 il break-even strutturale.

STRATEGIA

Nel settore Gas & Power, si conferma, per il prossimo quadriennio, l'obiettivo prioritario del consolidamento della redditività e della generazione di cassa sostenibile, con un utile operativo adjusted di €0,8 miliardi nel 2021 e un free cash flow cumulato nel 2018-2021 pari a €2,4 milliardi. La crescita dei risultati economico-finanziari nell'arco del quadriennio sarà perseguita attraverso le seguenti direttrici di intervento:

· crescita dell'attività GNL attraverso lo sviluppo ed il rafforzamento dell'integrazione con upstream volta alla valorizzazione e commercializzazione delle recenti scoperte Eni; portafoglio di volumi GNL contrattualizzati pari a 12 milioni di tonnellate/anno nel 2021 e pari a 14 milioni di tonnellate/anno nel 2025;
proseguimento della ristrutturazione del portafoglio di approvvigionamento, attraverso la ridefinizione del rapporto con i fornitori di gas e la riduzione dei costi di logistica;
crescita e valorizzazione della customer base nel segmento retail anche attraverso lo sviluppo di nuovi prodotti/servizi e l'implementazione di iniziative di trasformazione incentra-

Eni opera in un mercato dell'energia liberalizzato, nel quale i consumatori possono scegliere liberamente il fornitore di gas, valutare la qualità dei servizi e selezionare le offerte più adatte alle proprie esigenze di consumo. Eni rifornisce 8,8 milioni di clienti in Italia ed in Europa. In particolare sono 7,7 milioni i clienti tra famiglie, professionisti, piccole e medie imprese ed enti pubblici dislocati su tutto il territorio nazionale.

In un contesto di mercato caratterizzato da un lieve recupero

te sull'accelerazione dei canali e delle operazioni digitali. Nel 2021 numero clienti pari a 11 milioni in crescita del 25% rispetto al 2017.

OBIETTIVI

Volumi GNL contrattualizzati

Utile operativo adjusted

Free cash flow cumulato

12 min ton/a nel 2021

€0,8 mld nel 2021

€2,4 mld nel 2018-2021

della domanda nel 2017 (+6% e +4% i consumi naziopali e nell'U nione Europea rispetto al 2016, rispettivamente ) ma ancora depresso e caratterizzato dalla crescente pressione competitiva, Eni ha posto in essere una serie di operazioni (rinegoziazioni di contratti di fornitura, azioni di efficienza e di\ottimizzazio ne) atte a preservare la redditività del business pur in presenza di ancora deboli fondamentali di mercato per maggiorii informazioni sul contesto competitivo del settore europeo del gas si veda il capitolo "Fattori di rischio e incertezza" di seguito).

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GAS NATURALE

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

I volumi di gas naturale approvvigionati dalle società consolidate sono stati di 78,28 miliardi di metri cubi in riduzione di 4,36 miliardi di metri cubi, pari al -5,3%, rispetto al 2016.

I volumi di gas approvvigionati all'estero (73,23 miliardi di metri cubi dalle società consolidate ), importati in Italia o venduti sui mercati esteri, pari a circa il 94% del totale, sono diminuiti rispetto al 2016 (-3,41 miliardi di metri cubi; -4,4%) per effetto dei minori volumi approvvigionati nei Paesi Bassi (-4,40 miliardi di metri cubi), in Qatar (-0,92 miliardi di metri cubi) e in Norvegia (-0,70 miliardi di metri cubi), parzialmente compensati dai maggiori acquisti effettuati nel Regno Unito (+0,28 miliardi di metri cubi) ed Algeria (+0,28 miliardi di metri cubi). Gli approvvigionamenti in Italia (5,05 miliardi di metri cubi) sono in calo del 15,8% rispetto al periodo di confronto per effetto di minori forniture equity.

APPROVVIGIONAMENTI DI GAS NATURALE

Paesi Bassi Algeria Libia Russia Italia Altri Norvegia 6% ! 36% 18% 78.28 milliardi di metri cubi 10% 17% 6%

Approvvigionamenti di gas naturale

	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
	5,05	6,00	6.73	(0,95)	(15,8)
			30,33	0,10	0,4
		12,90	6,05	0,28	2,2
			7,25	(0,11)	(2,3)
					(45,8)

					13,5






	78,28	82.64
	0,31	1,40
	0,451	(0,21)	(0,34)
Perdite di rete, differenze di misura ed altre variazioni DISPONIBILITÀ PER LA VENDITA DELLE SOCIETÀ CONSOLIDATE			85,05	(5,69)
	2,69	2,48	2,67	0,21	8.5
	80,83	86,31	87,72	(5,48)	(6,3)
	miliardi di metri cubi)	28,09 13.18 4,76 5,20 7,48 2,36 0,04 2,36 6,71 3,05 73,23 78,14	27,99 4,87 9,60 8,18 2,08 0,02 3,28 5,81 1.91 76,64 83,83	11,73 8,40 2,35 0,21 3,11 7,21 2,02 78.66 85,39	(4,40) (0,70) 0,28 0,02 (0,92) 0,90 1,14 (3,41) (4,36) (1,09) (0,24)	(8,6) (28,0) 15,5 59.7 (4,4) (5,3) (77,9) (6,8)

Nel 2017 i principali flussi approvvigionati di gas equity derivano principalmente dalle produzioni: (i) dei giacimenti nazionali (4,1 miliardi di metri cubi); (ii) delle aree nel Mare del Nord britannico e norvegese ( 1 miliardo di metri cubi); ( iii) dei giacimenti libici ( 1,5 miliardi di metri cubi); (iv) dell'Indonesia (0,4 miliardi di metri cubi); e (v) di altre aree europee, principalmente Croazia (2,6 miliardi di metri cubi).

Considerando anche le vendite dirette del settore Exploration & Production e il GNL approvvigionato al terminale di liquefazioné di Bonny in Nigeria, i volumi di gas equity sono stati di circa 13,84 miliardi di metri cubi e hanno coperto circa il 15% del totale delle disponibilità per la vendita.

VENDITE DI GAS NATURALE

In uno scenario caratterizzato dalla crescente pressione competitiva e dal lieve recupero della domanda di gas, le vendite di gas naturale di 80,83 miliardi di metri cubi (inclusi gli autoconsumi e la quota Eni delle vendite delle società collegate valutate a equity) hanno evidenziato una flessione di 5,48 miliardi di metri cubi rispetto al 2016, pari al -6,3%.

Vendite di gas per entità
	(miliardi di metri cubi)	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
		77,52	83.34	84,94	(5,82)	(7,0)
Vendite delle società consolidate Italia (inclusi autoconsumi)		37.43	38,43	38,44	(1,00)	(2,6)
		36.10	40,52	41,14	(4,42)	(10,9)
Resto d'Europa		3,99	4,39	5.36	(0,40)	(9,1)
Extra Europa		3,31	2,97	2,78	0.34	11,4
Vendite delle società collegate [quota Eni]		2,13	1.91	1,75	0,22	11,5
Resto d'Europa		1.18	1.06	1,03	0.12	11,3
Extra Europa TOTALE VENDITE GAS MONDO		80.83	86.31	87,72	(5,48)	(6,3)

4,42

10,81

Termoelettrici

Grossisti

836

37,43 milliardi

di metri cubi

83192668

Industriali

In calo del 2,6% le vendite in Italia (37,43 miliardi di metri cubi). Le minori vendite spot e al segmento PMI e terziario sono state solo parzialmente compensate dai maggiori volumi commercializzati nel settore termoelettrico. In calo i ritiri degli importatori in Italia (3,89 miliardi di metri cubi; -11% rispetto al 2016) a seguito della ridotta disponibilità di gas libico.

Le vendite sui mercati europei di 34,34 miliardi di metri cubi sono in flessione del 9,8% (-3,72 miliardi di metri cubi) rispetto al 2016.

In riduzione del 5,1% le vendite nei mercati extra europei (-0,28 miliardi di metri cubi) a seguito delle minori vendite di GNL in Giappone, Argentina, Emirati Arabi in parte compensati dalle

4,51 maggiori vendite in Corea del Sud e Cina. | 2,22 | 0,93 Vendite di gas per mercato Var. " 2015 Var. ass. 2016 (miliardi di metri cubi) 2017 (2,6) (1,00) 38.44 38,43 37,43 ITALIA 5,4 0,43 7,93 4,19 8,36 Grossisti (16,7) (2.17) 16,35 10,81 12,98 PSV e borsa (0,12) (2,6) 4.66 4.54 4.42 Industriali 1,58 (0,79) (45,9) 1.72 0.93 PMI e terziario 0.77 0,88 1,45 2.22 Termoelettrici 0,12 2,7 4,90 4.51 4,39 Residenziali 0,08 1,3 5,88 6.10 6.18 Autoconsumi (9,4) 49,28 (4,48) 47,88 43,40 VENDITE INTERNAZIONALI (9,9) (4,20) 42,43 42,89 38,23 Resto d'Europa (11,0) 4,61 (0,48) 3,89 4.37 Importatori in Italia (9,8) 38,28 (3,72) 38,06 34,34 Mercati europei: (0.22) (4,2) 5,28 5.40 5,0G Penisola Iberica (11,0) 5,82 (0,86) 6,95 2.81 Germania/Austria (28,0) 7,03 7,94 (1,97) 5.0G Benelux (0.93) 0,93 1.58 Ungheria 1,96 0,20 10,0 2.01 2,21 Regno Unito 22.6 6,55 7,76 1,48 8.03 Turchia (14,0) (1.04) 6,38 7,42 7.11 Francia (36,9) 0.71 (0,38) 1.03 0.65 Altro 6,39 (0,28) (5,1) 5,45 5.17 Mercati extra europei (6,3) 86,31 87.72 (5.48) 80.83 TOTALE VENDITE GAS MONDO

VENDITE GAS ITALIA

6,18

E PMI e terziario

Autoconsumi

PSV e borsa

Residenziali

GNL

Vendite di GNL [miliardi di metri cubi]	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
		8,1 8,3	9,0	0,2	2,5
Vendite G&P		5.2 5,2	4,8
Europa		2.9 3,1	4,2	0,2	6.9
Extra Europa		4,3 5,9	4,5	1,6	37,2
Vendite E&P
Terminali:		0.1 0.7		0.6
Soyo (Angola)		0.4 1.3	0,5
Bontang (Indonesia)		0.7 0,6	0,7	(0/1
Point Fortin (Trinidad & Tobago)		2,6 2,9	2,8
Bonny (Nigeria)		0,5	0.5
Darwin (Australia) TOTALE VENDITE DI GNL	14.2	0.4 12.4	13,5	1/8.	: 14,5

Le vendite di GNL (14,2 miliardi di metri cubi) sono in aumento rispetto al 2016 (+1,8 miliardi di metri cubi) grazie ai maggiori volumi presso i terminali Exploration & Production in Angola ed Indonesia a seguito dei ramp-up e start-up produttivi confermando il successo del modello operativo Eni basato sullo sviluppo integrato dei progetti nei settori

upstream e mid-downstream.

Le vendite di GNL del settore Gas & Power (8,3 miliardi di metri cubi, incluse nelle vendite gas mondo) hanno riguardato principalmente il GNL proveniente dal Qatar, Nigeria, Oman, Indonesia ed Algeria e commercializzato principalmente in Europa, Far East, Kuwait, India ed Egitto.

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ENERGIA ELETTRICA

Eni produce energia elettrica presso i siti di Ferrera Erbognone, Eni produce energia ciettned proora e Bolgiano. Al 31 dicembre Ravenna, Mantova, Bilma in esercizio è di 4,7 gigawatt (invariata 2017, la potenza inistaliata in escrelzioni la pro e
rispetto al 31 dicembre 2016). Nel 2017, la pro esta al rispetto al 31 dicembre 2010, in aumento di 0,64 TWh rispetto al 2016, pari al +2,9%.

2016, pari al +2,5%.
A completamento della produzione, Eni ha acquistato 12,91 TWh di A completamento della produziono, 2016) perseguendo l'ottimizzazione del portafoglio fonti/impieghi.

Vendite di energia elettrica

vendite di energia elettrica (35,33 TWh) in flessione del 4,6%
Le vendite di energia elettrica (35,33 TWh) in flessionente libero Le vendite di energia elettrica (SS), e ai clienti del mercato libero
rispetto al 2016 sono state destinate ai clienti del mercato libero rispetto al 2010 sono stalio Stali industriali (8%) e altro (2%).
(75%), borsa elettrica (15%), siti industriali (8%) e altro (2%).

( 75%), borsa elettrica (125%)) enercato libero pari a -3,5%, è riconducibile alle minori vendite al middle market (-2,69 TWh), ai grossisti cibile alle minori vendite di 1-0,92 TWh) e alle PMI (-0,46 TWh), solo (-2,35 TWI), arresidenziale (-0,02 HM (-1) volumi destinati ai clienti large (+5,46 TWh).

			2017 2016		2015 Var.ass.	Var. %
		4.359	4.334	4.270	25	0,6
Acquisti di gas naturale	[milioni di metri cubi] migliaia di tep)	392	360	313	32	8,9
Acquisti di altri combustibili	Iterawattora	22.42	21.78	20.69	0.64	2,9
Produzione di energia elettrica	(migliaia di tonnellate)	7.551	7.974	9.318	(423)	(5,3)
Produzione di vapore

DISPONIBILITA DI ENERGIA ELETTRICA	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
	22,42	21.78	20,69	0,64	2,9
Produzione di energia elettrica	12.91	15.27	14.19	(2,36)	(15,5)
Acquisti di energia elettrica(i)	35,33	37.05	34,88	(1,72)	(4,6)
Disponibilità
	26,53	27,49	25,90	(0,96)	(3,5)
Mercato libero	5.21	5.64	5,09	(0,43)	(7,6)
Borsa elettrica	3.01	3.11	3,23	(0,10)	(3,2)
Siti	0.58	0.81	0.66	(0,23)	(28,4)
Altrolal	35,33	37,05	34.88	(1,72)	(4,6)
Vendite di energia elettrica

Vendite di energia elettrica

(a) Include gli sbilanciamenti di rele positivi e negativi (differenza fra energia elettica effettivamente immessa rispetto a quella pogrammata

INVESTIMENTI TECNICI

Nel 2017 gii investinieriti tochiti e all'attività di commercializzaessenzialmente iniziative TV e le iniziative di flessibilizzazione e

Nel 2017 gli investimenti tecnici di €142 milioni hanno riguardato trica (€36 milioni).

Investimenti tecnici	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
	138	110	138	28	25,5
Mercato	102	ea	69	33	47,8
Mercato	63	32	31	31	96,9
Italia	39	37	38	2	5,4
Estero	રૂક	41	69	(દ)	(12,2)
Generazione elettrica	4	10	16	(6)	(60,0)
Trasporto internazionale	142	120	154	22	18,3
Totale investimenti					35,6
di cui:	କ୍ଟିସ ପ୍ରତି	73	100	26
Italia	43	47	54	(4)	(8,5)
Estero

REFINING & MARKETING E CHIMICA

387

Performance dell'anno

2016

· Nel 2017 l'indice di frequenza infortuni totali registrabili (TRIR) della forza lavoro totale ha registrato un incremento (+63,2% rispetto al 2016).
· Le emissioni di GHG hanno registrato una riduzione dell'8% in termini assoluti. Gli interventi di efficienza energetica e contenimento delle emissioni fuggitive di metano hanno contribuito alla riduzione del 7,2% del rapporto tra emissioni e lavorazioni.
· 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 (+70%).

II business Refining & Marketing ha registrato l'utile operativo adjusted di €531 milioni, risultato migliore degli ultimi otto anni. L'incremento del 91% ha beneficiato principalmente delle azioni di riassetto del sistema di raffinazione Eni eseguite negli

ultimi anni che hanno consentito di ridurre il margine break-even 2017 al di sotto dei 4 \$/barile. Positiva anche la performance del business commerciale per effetto delle politiche commerciali che hanno favorito i segmenti premium.

La Chimica ha conseguito l'utile operativo adjusted di €460 milioni (+51%) rispetto al 2016 che chiudeva con un utile di €305 milioni, rappresentando la miglior performance della storia recente della chimica Eni grazie al positivo andamento dello scenario e ai benefici da azioni di ottimizzazione impiantistica.

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2017 sono state di 24,02 milioni di tonnellate, in riduzione del 2% rispetto al periodo di confronto, a causa dell'indisponibilità di alcuni impianti a Sannazzaro e alla fermata di Taranto, solo in parte compensati dalle migliori performance di Milazzo e Livorno.

In aumento i volumi di lavorazione di oli vegetali per la produzione di biocarburanti presso la green refinery di Venezia (0,24 milioni di tonnellate; +14,3% rispetto al 2016).
· Le vendite sulla rete in Italia (6,01 milioni di tonnellate) sono in aumento rispetto al 2016 (circa 8 mila tonnellate, +1,3%).
· Le vendite rete nel Resto d'Europa (2,53 milioni di tonnellate ) sono diminuite del 4,9% rispetto al 2016 per effetto essenzialmente della cessione delle attività in Ungheria e Slovenia nel secondo semestre 2016. A parità di perimetro, escludendo l'effetto delle citate cessioni, le vendite aumentano dell'1,1% per effetto dei maggiori volumi commercializzati in Austria e Germania.
· Le vendite dei prodotti petrolchimici di 3,71 milioni di tonnellate hanno evidenziato un leggero calo (-1,3% rispetto ali2016) in 1

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un contesto di mercato caratterizzato da consumi stagnanti. In aumento le vendite nel segmento dei polimeri, compensate dalla riduzione nelle altre linee di business.

· Gli investimenti tecnici del settore di €729 milioni hanno riguardato principalmente l'attività di raffinazione in Italia e all'estero

Licensing tecnologia EST

Valorizzato il know-how della raffinazione attraverso due accordi di licensing con le società cinesi Sinopec e Zhejiang Petrochemicals per l'utilizzo della tecnologia di conversione Eni Slurry Technology (EST). L'accordo con Sinopec prevede la definizione da parte di Eni del progetto di ingegneria di base relativo alla costruzione di un impianto di raffinazione basato sulla stessa

Green refinery di Gela

Progressi nel progetto di riconversione della raffineria di Gela il cui completamento è previsto entro il 2018. Le caratteristiche

Sviluppo internazionale della Chimica

Firmato un accordo di partnership strategica tra Versalis e Bridgestone per lo sviluppo di una piattaforma tecnologica per la commercializzazione del guayule nei settori agronomici, della gomma sostenibile e dei prodotti chimici da rinnovabili. La partnership coniuga le competenze di Versalis nella ricerca

REFINING & MARKETING

STRATEGIA

La priorità del business Refining & Marketing sarà quella del consolidamento della redditività e del mantenimento di un adeguato livello di autofinanziamento, con un utile operativo adjusted di €0,9 miliardi nel 2021 e un free cash flow cumulato 2018-2021 pari a €2,1 miliardi cumulato nel 2018-2021. Tali obiettivi saranno raggiunti attraverso:

· riduzione del margine di break-even dell'attivita di raffinazione a circa 3 \$/bl a fine 2018;
· completamento della riconversione green del sito di Gela e della seconda fase della green refinery di Venezia;
· nel marketing consolidamento della presenza nei paesi in cui operiamo;
· crescente impiego della leva digitale per l'ottimizzazione delle attività operative e il conseguimento di una sempre maggiore efficienza.

(€395 milioni), finalizzati 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; l'attività di marketing (€131 milioni) per obblighi di legge e stay in

business della rete di distribuzione in Italia e Resto d'Europa.

· La spesa in attività di ricerca e sviluppo del settore Refining & Marketing e Chimica è stata di circa €58 milioni. Nel corso dell'anno sono state depositate 15 domande di brevetto.

ciascuna con una capacità di raffinazione

tecnologia (EST) e in grado di convertire completamente i residui di raffinazione in prodotti leggeri di elevata qualità, azzerando la produzione di residui pesanti di raffinazione sia liquidi che solidi, con significativi vantaggi ambientali. Il contratto firmato nel marzo 2018 con Zhejiang Petrochemicals prevede la costruzione di due linee produttive con tecnologia EST,

dell'impianto consentiranno la produzione di green diesel nel rispetto dei recenti vincoli normativi in termini di riduzione delle

prevista di 3 milioni di tonnellate annue, nell'ambito della realizzazione di una nuova raffineria con capacità di 40 milioni di tonnellate annue, prevista in avvio nel 2020. L'accordo prevede inoltre il Process Design Package relativo agli impianti, il training, l'assistenza tecnica, i Proprietary Equipment e la vendita del catalizzatore.

emissioni di GHG su tutta la filiera e l'impiego dell'intera capacità nel processare materie prime di seconda generazione.

sul guayule, nello sviluppo dell'ingegneria di processo e del mercato di prodotti da fonti rinnovabili su scala commerciale con la leadership di Bridgestone nella coltivazione e nella tecnologia di produzione del guayule. Avviati nel novembre 2017, in un tempo record di 26 mesi, gli impianti per la produzione

degli elastomeri di Lotte Versalis Elastomers (LVE), joint venture paritetica Versalis-Lotte Chemical. Il complesso industriale è costituito da tre impianti con una capacità complessiva di 200 mila tonnellate/anno per la produzione di elastomeri per pneumatici ed altri componenti del settore automotive.

OBIETTIVI

Margine di break-even

Utile operativo adjusted

Free cash flow cumulato

~3 \$/barile a fine 2018

€0,9 mld nel 2021

€2.1 mld nel 2018-2021

APPROVVIGIONAMENTO E COMMERCIALIZZAZIONE

Nel 2017 sono state acquistate 24,28 milioni di tonnellate di petrolio (23,35 milioni di tonnellate nel 2016) di cui 3,51 milioni di tonnellate dal settore Exploration & Production, 9,83 milioni di tonnellate sul mercato spot e 10,94 milioni di tonnellate dai Paesi produttori con contratti a termine. La ripartizione degli acquisti per area geografica è la seguente: 40% dal Medio Oriente, 19% Asia Centrale, 15% dalla Russia, 12% dall'Italia, 10% dall'Africa Settentrionale, 2% dal Mare del Nord, 1% dall'Africa Occidentale e 1% da altre aree.

Acquisti

(milioni di tonnellate) ·	2017	2016	2015	Val. a55.	VOLCA
	3,51	3.43	5.04	0.08	2.3
Greggi equity	20,77	19,92	19.76	0.85	4,3
Altri greggi	24,28	23,35	24,80	0,93	4,0
Totale acquisti di greggi	0.96	1.35	1,66	(0.39)	(28,9)
Acquisti di semilavorati			10,68	(0,28)	(2,5)
Acquisti di prodotti	10.92	11.20
	36.16	35,90	37,14	0.26	0,7
TOTALE ACQUISTI	(0,34)	(0,37)	[0,41]	0,03	(8,1)
Consumi per produzione di energia elettrica	(1.76)	(1,92)	(1,22)	0,16	(8,3)
Altre variazioni(s)				0.45	1.3
TOTALE DISPONIBILITÀ	34.06	33.61	35.51

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

RAFFINAZIONE

Le lavorazioni di petrolio e di semilavorati in conto proprio nel 2017 sono state di 24,02 milioni di tonnellate, in flessione del 2% rispetto al 2016 a causa dell'indisponibilità di alcuni impianti a Sannazzaro e alla fermata di Taranto, solo in parte compensati dalle migliori performance di Milazzo e Livorno.

In Italia la diminuzione dei volumi processati (-2,1%) riflette principalmente i fenomeni precedentemente citati. In aumento (+14,3%) rispetto al 2016 i volumi di green feedstock processati presso la Raffineria di Venezia.

All'estero le lavorazioni in conto proprio di 2,87 milioni di tonnellate

sono diminuite di circa 40 mila tonnellate (-1,4% per il maggior impatto delle fermate di manutenzione 2017 di BayernOil, rispetto a quelle di PCK del 2016).

Le lavorazioni complessive sulle raffinerie di proprietà sono state di 16,03 milioni di tonnellate, in calo del 7,7% (pari a 1,34 milioni di tonnellate ).

Il tasso di utilizzo degli impianti, rapporto tra le lavorazioni e la capacità bilanciata, è pari all'82,6%. Il 15,2% del petrolio lavorato è di produzione Eni, in aumento rispetto al 2016 (14,8%).

Disponibilità di prodotti petroliferi

Disponibilità di prodotti perromen [milioni di tonnellate]	2017 .	2016 '		2015 Var. ass.	Var. %
ITALIA	16,03	17,37		18,37 (1,34)	(7,7)
Lavorazioni sulle raffinerie di proprietà	(0.34)	(0,27)	(0,38)	(0,07)	25,9
Lavorazioni in conto terzi		4,51	4,73	0.95	21,1
Lavorazioni sulle raffinerie di terzi	5.46	21,61	22.72	(0.46)	(2,1)
Lavorazioni in conto proprio	21,15	(1,53)	(1,52)	0.17	[11.1]
Consumi e perdite	(1,36) 19,79	20,08	21.20	(0,29)	(1,4)
Prodotti disponibili da lavorazioni	6.74	6.28	6.22	0,46	7,3
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	(0.46)	(0,39)	[0,48]	(0,07)	17,9
Prodotti finiti trasferiti al ciclo estero		(0,37)	(0,41)	0.03	(8,1)
Consumi per produzione di energia elettrica	(0,34)	25,60	26,53	0.13	0.5
Prodotti venduti	25,73	0.21	0.70	0.03	14.3
Totale lavorazioni green	0,24

ESTERO	2.87	2,91	3,69	(0,04)	.(1,4)
Lavorazioni in conto proprio	(0,22)	(0,22)	(0.23)
Consumi e perdite	2.65	2,69	3.46	(0.04)
Prodotti disponibili da lavorazioni	4.36	4,72	4.77	(0,35)
Acquisti prodotti finiti e variazioni scorte	0.46	0,40	0.48	0,06
Prodotti finiti trasferiti dal ciclo Italia	7.47	7,81	8.71	0,34
Prodotti venduti	24.02	24.52	26.41	(0/50)
Lavorazioni in conto proprio in Italia e all'estero	3.51	3.43	5.04	0.08
di cui: lavorazioni in conto proprio di greggi equity	33.20	33,41	35,24 /	(0.21)
Vendite di prodotti petrollferi in Italia e all'estero	0.86	0.20	0.27	0.66
Vendite di greggi TOTALE VENDITE 11 1 2 mann 1 , m 2 . 1 . Bellen : 57 Sannes an Ritt migrig Betry ginan bile n. B. Bagenent ger a Bine Barben Broden Broden	34.06	33.61	35,51	0,45	1,3

83192653

DISTRIBUZIONE DI PRODOTTI PETROLIFERI

Le vendite di prodotti petroliferi (33,20 milioni di tonnellate) sono diminuite di 0,21 milioni di tonnellate rispetto al 2016, con una diminuzione pari allo 0,6%, per effetto principalmente delle minori vendite extrarete in Italia e della cessione delle attività in Ungheria e Slovenia nel corso del secondo semestre 2016.

Vendite di prodotti petroliferi in Italia e all'estero

		2016	2015	Var. ass.	Var. %
Rete	6.01	5.93	5.96	0.08	1,3
Extrarete	7.64	8.16	7.84	(0,52)	(6,4)
Petrolchimica	0.86	1,02	1.17	(0,16)	(15,7)
Altre vendite	11.22	10.49	11,56	0.73	7,0
Vendite In Italia	25,73	25,60	26.53	0,13	0,5
Rete Resto d'Europa	2,53	2,66	2,93	(0,13)	4.91
Extrarete Resto d'Europa	3.03	3.18	3.83	(0,15)	(4,7)
Extrarete mercati extra europei	0,45	0,43	0.43	0,02	4,7
Altre vendite	1,46	1,54	1,52	(0,08)	(5,2)
Vendite all'estero	7,47	7,81 -	8,71	(0,34)	(4,4)
VENDITE DI PRODOTTI PETROL IFERI IN ITALIA E ALL'ESTERO	33,20	33,41	35,24	(0,21)	(0,6)

Vendite rete Italia

Le vendite sulla rete in Italia (6,01 milioni di tonnellate) sono in lieve crescita rispetto al 2016 (circa 80 mila tonnellate, +1,3%). L'erogato medio riferito a benzina e gasolio (1.588 mila litri) ha registrato un aumento di circa 40 mila litri rispetto al 2016. La quota di mercato media del 2017 è del 25% in aumento di 0,7 punti percentuali rispetto al 2016 (24,3%).

Al 31 dicembre 2017 la rete di distribuzione in Italia è costituita da 4.310 stazioni di servizio con una riduzione di 86 unità rispetto al 31 dicembre 2016 (4.396 stazioni di servizio) per effetto della chiusura di impianti a basso erogato (25 unità) e dal saldo negativo tra aperture e risoluzioni di contratti di convenzionamento (56 unità) e concessioni autostradali (5 unità).

Vendite per prodotto/canale

	2017	2016	2015	Var. ass.	Var. %
Italla	13,65	14,09	13,80	(0,44)	(3,1)
Vendite rete	6,01	5,93	5,98	0,08	1,3
Benzina	1,51	1,53	1,60	(0,02)	(1,3)
Gasolio	4,08	3,99	3,96	0,09	2,3
GPL	0,38	0,36	0,36	0,02	5,6
Altri prodotti	0,04	0,04	0,04
Vendite extrarete	7,64	8,16	7,84	(0,52)	(6,4)
Gasolio	3,36	3,70	3,69	(0,34)	(a,z)
Oli combustibili	0,08	0,14	0,12	(0,06)	(42,9)
GPL	0,21	0,22	0,22	(0,01)	(4,5)
Benzina	0,44	0,49	0,38	(0,05)	(10,2)
Lubrificanti	0,08	0,08	0.07
Bunker	0,85	1,01	1,07	0,16]	(15,8)
Jet fuel	1,96	1.82	1,60	0,14	2,7
Altri prodotti	0,66	0,70	0,69	(0,04)	(5,7)
Estero (rete + extrarete)	6,01	6,27	na	(0,26)	(4,1)
Benzina	1,21	1,27	1,51	(0,06)	(4,7)
Gasolio	3.29	3.44	3,98	(0,15)	(4,4)
Jet fuel	0,50	0,62	0,65	(0,12)	(19,4)
Oli combustibili	0.13	0,13	0,17
Lubrificanti	0,10	0,10	0,10
GPL	0,51	0.49	0,51	0,02	4,1
Altri prodotti	0,27	0,22	0,27	0.05	22,7
TOTALE VENDITE RETE ED EXTRARETE	19,66	20,36	20,99	(0,70)	(3,4)

STAZIONI DI SERVIZIO IN ITALIA ED EROGATO MEDIO

Impianti (numero) · Erogato medio (migliaia di litri)

Vendite rete Resto d'Europa

Le vendite rete nel Resto d'Europa pari a 2,53 milioni di tonnellate hanno registrato una riduzione del 4,9% rispetto al periodo di confronto. Tale risultato riflette essenzialmente la cessione delle attività in Ungheria e Slovenia nel corso del secondo semestre 2016. A parità di perimetro, escludendo l'effetto delle citate cessioni, le vendite aumentano dell'1,1% per effetto dei maggiori volumi commercializzati in Austria e Germania.

CHIMICA

STRATEGIA

La priorità nel business della Chimica sarà il consolidamento dei risultati economico-finanziari con un utile operativo adjusted in crescita e pari a €0,4 miliardi nel 2021 e free cash flow cumulato di circa €0,3 miliardi nell'arco di piano. Tali obiettivi saranno raggiunti attraverso:

· consolidamento del footprint produttivo attraverso l'aumento dell'integrazione, l'efficienza, il migliore utilizzo degli asset esistenti e la realizzazione di nuovi impianti;
· upgrade del portafoglio mediante l'incremento dei prodotti differenziati, lo sviluppo di nuovi prodotti da attività R&S nonchè l'acquisizione di nuove tecnologie;
· sviluppo internazionale rafforzando la propria presenza in Asia e aumentando la presenza commerciale nelle Americhe e in Estremo Oriente;
· consolidamento delle iniziative "green" in coerenza con la stra-

83192

Al 31 dicembre 2017 la rete di distribuzione nel Resto d'Europa è costituita da 1.234 stazioni di servizio, con un numero di distributori in aumento di 8 unità rispetto al 31 dicembre 2016 principalmente in Germania.

L'erogato medio (2.440 mila litri) è aumentato di 100 mila litri rispetto al 2016 (2.340 mila litri).

Vendite sul mercato extrarete e altre vendite

Le vendite extrarete in Italia pari a 7,64 milioni di tonnellate hanno registrato una riduzione di circa 0,52 milioni di tonnellate, pari al 6,4%, rispetto al 2016 per effetto dei minori volumi commercializzati di gasoli, bunker e oli combustibili compensati dalle maggiori vendite di jet fuel e bitumi.

Le vendite extrarete nel Resto d'Europa, pari a 3,03 milioni di tonnellate, sono diminuite del 4,7% rispetto al 2016 per effetto dei minori volumi venduti in Austria e Francia oltre le citate dismissioni nell'Europa dell'Est, compensate dai maggiori volumi in Svizzera e Germania. Le vendite al settore Petrolchimica (0,86 milioni di tonnellate ) sono in riduzione del 15,7%.

Le altre vendite in Italia e all'estero (12,68 milioni di tonnellate) sono in diminuzione di circa 0,65 milioni di tonnellate, pari al 5,4%, per effetto delle minori vendite ad altre società petrolifere.

tegia di decarbonizzazione, facendo ricorso a materie prime di origine naturale e sviluppando tecnologie "bio".

OBIETTIVI

Upgrade del portafoglio verso prodotti differenziati

Utile operativo adjusted

€0,4 mld nel 2021

Free cash flow cumulato

~ €0,3 mld nel quadriennio

Disponibilità e vendite di prodotti Var. % 2016 2015 Var ass. 2017 (migliala di tonnellate) 3.334 41 3.458 3.417 Intermedi 5,9 131 2.360 2.229 2.366 Polimeri 172 3,0 5.700 5.818 5.646 Produzioni 419 19,3 (2.584) (2.166) (1.908) Consumi e perdite 190 21.3 478 270 Acquisti e variazioni rimanenze (47) (1'3) 3.759 3.805 3.712 TOTALE DISPONIBILITÀ (150) (7,6) 1.883 1.820 1 970 Intermedi 1.789 16.18 103 5,0 1.892 Polimeri (1,3) 3.801 (47) 3.712 3.759 TOTALE VENDITE

ANDICHICA

1 J

Le vendite di prodotti petrolchimici di 3.712 mila tonnellate sono in leggera riduzione rispetto al 2016 (-47 mila tonnellate; -1,3%). Le flessioni più significative si sono registrate nelle olefine (-7,1%) e nei derivati (-14,1%), parzialmente compensate dalle maggiori vendite del polietilene (+10,8%).

I prezzi medi unitari sono incrementati del 16% rispetto al 2016, nel business intermedi (+27%), principalmente il butadiene in aumento dell'88,3% e nel business dei polimeri (+13%) che riflette il prezzo degli stirenici (+14,8%) e degli elastomeri (+24,1%).

Le produzioni di prodotti petrolchimici di 5.818 mila tonnellate sono aumentate di 172 mila tonnellate (+3%) per effetto principalmente delle maggiori produzioni del business del polietilene (+14,6%) e degli elastomeri (+5,9%); le produzioni di intermedi sono in leggero aumento (+1,2%).

I principali incrementi produttivi si sono registrati presso i siti di Ragusa (+90%) per il recupero della capacità produttiva a seguito di un disservizio dello stabilimento avvenuto nel 2016, nei siti di Ravenna e Dunkerque (olefine) e di Ferrara e Mantova (polimeri stirenici) per minori fermate produttive. In calo la produzione presso i siti di Marghera, Mantova (derivati) e Dunastyr per le fermate programmate.

La capacità produttiva nominale è in linea con il 2016. Il tasso di utilizzo medio degli impianti, calcolato sulla capacità nominale, è risultato pari al 72,8% superiore al 2016 (71,4%).

ANDAMENTO PER BUSINESS

Intermedi

I ricavi degli intermedi (€1.988 milioni) sono aumentati del 17,8% (+€300 milioni rispetto al 2016) per effetto dell'incremento delle quotazioni dei prodotti petroliferi che sono riflesse nei prezzi medi unitari dei principali prodotti della business unit. Le vendite sono diminuite del 7,6%, in particolare l'etilene (-16%) e i derivati (-14,1%) per fermata programmata degli impianti di Mantova.

I prezzi medi unitari di vendita sono aumentati complessivamente del 27,1%, in particolare nelle olefine (+25,8%), aromatici (+29,2%) e derivati (+26,7%).

Le produzioni di intermedi (3.458 migliaia di tonnellate) sono aumentate dell'1,2% rispetto al 2016. Si registrano incrementi nelle olefine [+4,3%] e riduzioni nei derivati [-11,2%].

Polimeri

I ricavi dei polimeri (€2.730 milioni) sono aumentati del 14,7% (+€350 milioni rispetto al 2016) grazie ai maggiori volumi di vendita (+6%) nonché all'aumento dei prezzi medi unitari (+13%).

Il business degli stirenici ha beneficiato dell'aumento dei prezzi delle materie prime (stirene) con un incremento dei prezzi medi di vendita (+14,8%); in leggero calo i volumi venduti (-2%).

In aumento i volumi di vendita del polietilene (+8,3%), mentre si rileva una diminuzione dei prezzi medi (-2,2%).

L'incremento dei volumi venduti di elastomeri è attribuibile alle maggiori vendite di gomme commodities (BR +15,8%), di gomme speciali EPDM (+23,2%) e lattici (+0,8%); in calo i volumi di gomme termoplastiche (-14,5%) e SBR [-8,7%].

La riduzione dei volumi venduti degli stirenici [-2%] è attribuibile principalmente alle minori vendite di stirene (-18,4%) e di polistirolo compatto [-1,4%] solo in parte compensati dalle maggiori vendite di ABS/ SAN (+3,2%) e di polistirolo espandibile (+3,4%). Complessivamente in aumento i volumi venduti del business polietilene (+10,8%) con maggiori vendite di EVA (+17,7%), LDPE (+31,6%) e di HDPE (+7,8%).

Le produzioni di polimeri (2.360 migliaia di tonnellate) sono aumentate del 5,9% rispetto al 2016, in particolare, per le maggiori produzioni di polietilene (+14,6%). In crescita le produzioni nel business elastomeri [+5,9%], in particolare le gomme BR (+12,4%) e EPDM (+25,1%). Nel business stirenici si rilevano maggiori produzioni di polistirolo espandibile [+6%] e di ABS/SAN [+17,9%] mentre è in calo la produzione di stirene [-5,9%] a causa della fermata programmata dell'impianto di Mantova.

INVESTIMENTI TECNICI

Gli investimenti tecnici del settore di €729 milioni hanno riguardato principalmente: (i) l'attività di raffinazione in Italia e all'estero (€395 milioni), finalizzati 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; (ii) l'attività di marketing [€131 milioni] per obblighi di legge e stay in business della rete di distribuzione in Italia e Resto d'Europa; (iii) interventi di potenziamento (€84 milioni], manutenzione (€42 milioni), mantenimento (€42 milioni), nonché interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente (€35 milioni) nell'ambito della Chimica (€203 milioni).

IIIVCSUIIIIsHU realiisi
	[ € milioni] 2017 2016 2016 2015 : Var. ass. Var. %
Refining		395 - -	298	282		97 32.6
Marketing		131	123	126	8	6.5
		526	421	408	105	24.9
Chimica .		203 - -	243	220	(40)	(16,5)
TOTALE		729	664	628	65	9,8
Colling to a program and contrast contract and the collection and consistence the contract control control controllable program compression controllable program contract prog

AI Terminal

Eni

4348_10-k_2018-06-07_c78e4a6a-d53b-46a0-b204-85ec68fc9234.pdf

Relazione Finanziaria Annuale 2017

INDICE

RELAZIONE SULLA GESTIONE

BILANCIO CONSOLIDATO

BILANCIO INTEGRATO

DISCLAIMER

BILANCIO DI ESERCIZIO

ALLEGATI

83192 7599 ATTIVITA DIENI

Flusso delle attività

UPSTREAM

MID-DOWNSTREAM

83192601 LETTERA AGLI AZIONISTI

UPSTREAM

MID-DOWNSTREAM

SOSTENIBILITÀ E HSE

RISULTATI CONSOLIDATI

OUTLOOK

83192 604

83192605 PROFILO DELL'ANNO

Risultati adjusted

Upstream

Turnaround

Investimenti netti

Cash neutrality

Gearing e Leverage

Dividendo

Dual Exploration Model

Produzione di idrocarburi record

Sviluppo di Zohr

Risorse esplorative

Messico

PRODUZIONE DI IDROCARBURI RECORD

FLUSSO DI CASSA NETTO DA ATTIVITÀ OPERATIVA

8319266

Riserve certe di idrocarburi

Progetto Coral

Sviluppo internazionale Chimica

Licensing tecnologia EST

Energie rinnovabili

Sicurezza delle persone

Climate change

Impegno nella riduzione del flaring

Emissioni GHG

Oil spill operativi

Dicitti umani

PRINCIPALI DATI ECONOMICI E FINANZIARI

PRINCIPALI INDICATORI REDDITUALI E FINANZIARI

PRINCIPALI INDICATORI DI PERFORMANCE

TEMI RILEVANTI DI SOSTENIBILITÀ 83 102 670

| Processo di determinazione dei temi rilevanti di sostenibilità per Eni

ANALISI DI SCENARIO DI SOSTENIBILITÀ

RISULTATI DEL RISK ASSESSMENT

PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER

Prospettiva degli stakeholder

COMUNITÀ FINANZIARIA

COMUNITA LOCALI E COMMUNITY BASED ORGANIZATION

CATEGORIA STAKEHOLDER

TEMI MATERIALI

17 TEMI RILEVANTI DI SOSTENIBILITÀ E PROSPETTIVA DEGLI STAKEHOLDER

MODELLO DI BUSINESS

SCENARIO 9 2 6 E STRATEGIA

Il mercato e il contesto competitivo

Piano industriale

OBIETTIVI 2018-2021

L'anno del ribilanciamento

La strategia dell'OPEC guiderà anche il 2018

Migliora il contesto del mid-downstream europeo

Upstream

OBIETTIVI 2018-2021 UPSTREAM

Mid-downstream

GAS & POWER

REFINING & MARKETING

CHIMICA

OBIETTIVI 2018-2021 MID-DOWNSTREAM

Remunerazione degli azionisti

| Focus su decarbonizzazione