Eni — Annual Report 2018

Jun 12, 2019

$\mathcal{O}'$

$164\,$ .
152 245 258 259

TINFO

DIGITAL
SIGN

Bilancio consolidato 2018

2 | RELAZIONE SULLA GESTIONE

143 | BILANCIO CONSOLIDATO

Sekent di kiloneto
Note al bilancio consolidato.
nformazioni supplementari sull'attività Oil & Ges previste delle SEC
Attestazione del management
Referènce della Spaintà di revisione.

265 | BILANCIO DI ESERCIZIO

343 | ALLEGATI

$83942638$

STATO PATRIMONIALE

di cui verso Totale Note parti correlate Totale [E millioni] ATTIVITÀ Attività correnti $[5] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The 3D (top) of the parameter $\Omega$.} \label{fig:2d}%$ 7.363 Disponibilità liquide ed equivalenti 10,836 6,012 [6] 6,552 Attività finanziarle destinate al trading 207 Attività finanziarie disponibili per la vendita $[15]$ 316 300 49 Altre attività finanziarie correnti 15.421 $[7]$ 633 Crediti commerciali e altri crediti 14,101 [8] 4.621 4,651 Rimanenze (9) 191 191 Attività per imposte sul reddito correnti 729 (9) 561 Attività per altre imposte correnti 71 $(10)$ $(23)$ 1.573 Altre attività correnti 2.258 36,433 39,450 Attività non correnti 63.158 $[11]$ 60.302 Immobili, impianti e macchinari [6] 1.217 1.283 Rimanenze immobilizzate-scorte d'obbligo 3.170 [12] 2.925 Attività immateriali 7044 [14] 3.511 Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto 919 219 $[14]$ Altre partecipazioni 915 [15] 1.253 1.675 Altre attività finanziarie non correnti 4.078 [22] 3,931 Attività per imposte anticipate 792 1.323 [10] [23] 160 Altre attività non correnti 78.628 78.172 [24] 295 323 Attività destinate alla vendita TOTALE ATTIVITÀ 114,928 118.373 PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO Passività correnti 2.242 (18) 2.182 661 Passività finanziarie a breve termine 3.601 2,286 [18] Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine [16] 16,747 3,664 16,748 Debiti commerciali e altri debiti (9) 440 472 Passività per imposte sul reddito correnti [9] 1,472 1,432 Passività per altre imposte correnti $(17)$ $(23)$ 63 1.515 3,980 Altre passività correnti 24.735 28,382 Passività non correnti 20.179 $[18]$ 20.082 Passività finanziarie a lungo termine [20] 11,886 13.447 Fondi per rischi e onerl 1.022 [21] 1.117 Fondi per benefici al dipendenti [22] 4.272 5.900 Passività per imposte differite 23 1,479 $[17]$ $[23]$ 1.502 Altre passività non correnti 42.027 38.859 [24] 87 59 Passività direttamente associabili ad attività destinate alla vendita 66.849 67.300 TOTALE PASSIVITÀ [25] PATRIMONIO NETTO 57 49 Interessenze di terzi Patrimonio netto di Eni: 4.005 4.005 Capitale sociale 36,702 35.966 Utili relativi a esercizi precedenti tô 4,818 Riserve per differenze camblo da conversione 6,605 1,672 1,889 Altre riserve [581] (581) Azioni proprie [1.513] [1.441] Acconto sul dividendo 3.374 Utile [perdita] dell'esercizio 4.126 51.016 48.030 Totale patrimonio netto di Enl		31,12,2018	31.12.2017
				di cui verso parti correlate
				73
				834
				30
				1.214
				46
				164
				2,808
				60
				23
51,073 48.079 TOTALE PATRIMONIO NETTO
118,373 TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO 114.928

$\bar{f}$

$\leq$

$\zeta$

$\langle$

$\hat{C}$

$\hat{\mathbf{t}}_{c}$

$\hat{f}_n$

k

$\bar{\mathbf{t}}$

$M - 2$

$83942691$

CONTO ECONOMICO

			A PARTICULAR AND COMPANY		2017		2016
			iai ainsa rao c		di cui verso		di cui versa
(E miljoni)	Note		gably) smitlenielnic	Totale	porti correlate	Totalo	parti correlate
RICAVI	(28)
Ricavi della gestione caratteristica		75,822	1.383	65.918	1552	55.762	1.238
Altri ricavi e proventi		1116	8	4.058	$\ddot{}$	931	74
Totale ricavi		76.93B		70.977		\$6,593
COSTI
Acquist), prestazioni di servizi e costi diversi	(29)	[\$\$.622]	(a nag)	[51,548]	[0.164]	(43.278)	(6.212)
Riprese di valore (svelutazioni) nette di crediti commerciali e akri crediti	[7]	[415]	ŻĠ	[913]		[046]
Eosto lavoro	[29]	(3,093)	(22)	[2.951]	[34]	(2.994)	(24)
Altri proventi [onen] operativi	[Z3]	129	319	(32)	331	16	242
Ammozianienti	(11) (12)	(6.988)		(7.483)		[7.559]
Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali	[13]	(BÉG)		225		47 S
Rodiazioni	(11) (12)	[100]		[263]		[350]
UTILE (PERDITA) OPERATIVO		9,883		8.012		2.157
PROYENTI (ONERI) FINANZIARI
Proventi Ananziari	[30]	3.967	115	1.924	191	5.850	157
Oneri finanziari	וסכו	[4.563]	(283)	[5.886]	14)	(6.232)	(145)
Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinote al tradingi	[3D]	32		[111]		[21]
Strumenti finanziari derivati	(23)	$\overline{[307]}$		837		[482]	22
		(971)		(1.236)		[695]
PROVENTI (DKERI) SU PARTECIPAZIONI	[14] [31]
Effetto valutazione con il metodo del petrimonio netto		[6B]		[267]		[325]
Ahri proventi (otiec) su partecipazioni.		1,153		335		[54]
		1,095		68		(380)
LTILE (PEROITA) ANTE INPOSTE		10.107		6.844		892
imposte sui reddita.	(32)	[5.970]		[3,467]		IL835
Utije (pardita) dell'anarcizio - Continuing operations.		4.137		3.377		[1,044]
Utile (pardita) dell'esercizio - Discontinued operations						(413)
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO		4.137		3.377		[1.457]
Di competenza Eni:
- continuing operations		4.126		3.374		(1.051)
- discontinued operations.						[413]
		4,126		3.374		(1.464)
interessenze di totzi:
- continuing operations		11		3		z
- discondound operations
		11		з		7
Utilis (parditu) par uztona nulfusile (pardite) dell'auncerto	(33)
Gleompatanza doglazionisti Eni (ammontari in C per azione)
semplica		1,15		0,94		[0, 41]
- c'iluita		1.15		0,94		[0, 41]
Utile [perdite] per azione sull'atile [perdite] dell'esercizio 4) computenza degli azionisti Eni - Cantinuing operations	[33]
[ammontan in C per azione]
-semplice		1,15		0,94		[0.29]
diluito -		1,15		0.94		$[0,29]$ ;

$\int$

$83942660$

PROSPETTO DELL'UTILE (PERDITA) COMPLESSIVO

E miloni!	Note	NG NATIO	2017	2015
Utilo (pordita) dall'esortizio		4,137	3.377	(1.457)
Altre componenti dell'udio (perdita) completalvo:
Componenti non riciaes (ficabili a conto economico
fovalum zione di piani a benefici definiti per i dipendenti	(25)	(15)	(33)	16
Variazione fair value partecipazioni valutare of fair volue con effetti a DCI	(25)	15
Effetto fiscale	[25]	{2}	29	(35)
		(2)	ω.	$\left( \blacksquare \right)$
Companenti dela sificabili e conto sconomico:
Cifferenza di cambio da conversione del bilanci kumoneta diversa dall'auro		1.787	[5.573]	1.138
Variazione fait value strumenti finanziari disponibili per la vandita.	[25]		51	(4)
Variezione fair value strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	[25]	(243)	[6]	es.
Duota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile [pendita] complessivo" delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	(25)	[24]	69	32
Effetto fiscale	(25)	58		(220)
		毛皮油	[5.514]	1.889
Totala sitra componenti dall'utile (perdite) complessivo		1576	(5.519)	1870
Totelo utilo (pordita) compleasivo doll'asercizio.		5.713	[2.141]	413
ві сомреботки Еді.
continuing operators		5,702	[2144]	819
discontinuad operations				(دنه)
		5.702	[2,144]	406
interegeenza di terzi:
continuing operations.		11	3
discontinued operations
		11	э

$\begin{matrix} \begin{matrix} 6 \end{matrix} \ \begin{matrix} 1 \end{matrix} \end{matrix} \end{matrix}$

A

		Capitair socials	ŢŢŖĿŎĦĔŶĿĸŔĿĔŶŎŢŶſŖŶĿŔĿŔĿĸŎĿŔĸſĿŎŢŖŶŶĿĨĿŔĿĿŦ ŊŶĿŔĸŎĸŎĿĿŎŖŶŖŶŖĸŔĿĸŎŖŶĿŔĿŎŖŢŢŖ Utili relativi a seeratal procedenti	a per differenze > da conversional		Azieni propria	aul dividendo	argazet (barque (urgent) anno	SPREEKS EN	hteroseenza di tarzi	Totale patrimonio nettu	araz
[É miljoni]	i E			Riserva Calabio	Altre des rive		Acconta		i
Seidle! 31 dicembre 2017	$[25]$	4.006	25.956	4.BIB	1,989	[511]	[1.441]	1374	48.030	49	48.079
Modifica dei criteri contabili (IFRS 9 e 15)	[3]		245						245		245
Saidlel 1' gennelo 2018		4.005	36:211	も自証	1.BB9	[581)	(1.441)	3.374	48.275	42	48.374	Q,
Utile dell'esercizio								4.128	4.126	11	4.137
After componenti dell'utile complessivo Componenti non delocalficatili о солло вселедисе
Rivalutazioni di piani a benofici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	[25]				[12]				(17)		[17]
Variazione foir value partecipazioni valutate al fair value con effetti a OCI
	(25)				ſŚ				15 (2)		15 $\left( 2\right)$
Componenti ricinsalficabili a conto economico Differenze cambio da conversione dei bilanch in monata diversa dall'euro Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge at natto.	[25]			1,787					1,787		1.787
dell'effetto fiscale	$[25]$				ULS )				[105]		(185)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti" dell'utile complessivo" dalle partecipazioni valutate con li metodo del petrimonio nerto	[25]				[24]				[24]		[24]
				1,787	(200)				1.578 5,702		LS78.
Utilis (parditu) complexativo dell'esercizio Doerszioni con gil ezionisti				1.787	[211]			4.126			saile
Attribuzione del dividendo di Enl SpA (60,40 per azione a sadio dell'accomo 2017 di C0,40 per azione)	125							1441 [2881] [1440]			[140]
Acconto sui dividendo (£0,42 per szione)	$[25]$						[1513]		[1.513]		$[1513]$
Attribuzione del dividendo di altre società										μ.	91
Destinazione utile residuo 2017			493					(493)
Aftri movimenti di pettimonio netto			493				{72]	[3.7741 [2.053]		ÚJ	[2.956]
Riserva plano di Intentivazione di lungo termine			5
Altre variazioni			$\left(!!\left.!!\right.!!\right)$		$\left( 6\right)$				(U)		回
			L.		(5).				$\left\vert 0\right\rangle$		D.
Said al 31 dicembre 2018	[25]	4.005	36.702	6.605	1.572	[58.]	(1.513)	4.126	51.016	57	51.073

$\mathcal{C}^{\text{in}}$

$83942662$

segue PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DEL PATRIMONIO NETTO

				TELEVISION CONTRACTOR
[E milioni]	etak .	Capitale encicle	relativí a esercizi precezienti Ē	Rissan per differenze sambio de conversions	Alternative	Asterd proprie	Acconto sul dividendo	Ville (perdita) dell'asercizio	Tetal:	Interestment district	Tetale patrimonie artic
Said: al 31 dicembre 2016	[25]	4.005	40.367	10,319	1.832	(561)	[1.441]	11.454)	53.037	49	59.006
Utila dell'esetcizio								3.374	3.374	ã	3.177
Aire companenti dell'utile complessivo. Companient non Helapulficabili d conto economico
Rivolutazioni di plani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale.	[25]				$^{[4]}$ $\left[ 4 \right]$				[4] (4)		$[4]$ $\left( 4\right)$
Companenti Helaselficabili a canto economica
Differenze cambio da conversione del bilanci in moneta diversa dall'euro	(25)			(5.575)	5				[5.573]		(5.573)
Variezione fair value strumenti finanziari. disconibili per la vendita al neuo. dell'efforte fisca o	[25]				$[4] \centering% \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The 3D (black) model for the $2D$-error of the estimators (black) model. The left side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\acp{0}. The right side is the number of~\ac$				(4)		[4]
Variazione foir value strumenti l'aranziari derlyan cash flow hedge al netto dell'affatto liscala	(25)				囤				[6]		(6)
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile complessivo" delle partecipazioni valutate con il motodo del patrimonio notto	$[25]$				69				69		69
				[5.575]	\$1				(5.614)		(5,514)
Utile (perdita) complexeivo dell'aneroizio.				[5.676]	2			3.374	[2.144]	э	[2.141]
Operation Congli exionieti Attributione del dividendo di Eni Spri [€0,40 per azione a saldo dell'acconto 2016 di CO 40 per azione)	J 25)						1441	[2.031]	[1.440]		(1440)
Acconto sul dividendo (£0,40 per ezlone)	$[25]$						[1441]		[1441]		(1.441)
Attribuzione del dividendo di altre società										[3]	ा
Destinazione perdita residua 2016			[4.345]					4.345
			(4.345)					1.464	(2.881)	$\mathbf{a}$	[2.864]
Aitel movimenti di patempolo notto
Altre variazioni			[5G)	74					tΒ		18
			[56]	74					18		13
Said) și 31 dicembre 2017	(25)	4.005	35.956	4.818	1,009	(501)	[1.441]	3.374	48,030	48	49.079

$\hat{y}$

鰹

									83942643		ቻ
segue PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DEL PATRIMONIO NETTO
				Patrimonia nutle di Enl 2							ė t
[£ mileont]	capitale sociale	Utili relativi e saorekti pracedenti	a per differenze a de conversione Riserva Citable d	Attra riserva	Azioni propria	Acconte au divisiondo	(Fille (perdita) dell'asarci zio	i E	Lotar Barrat di tarzi	Totela patrimonia hetto	Manaka ğ
Suid al 31 dicembre 2015	4.005	51.985	8.129	1,173	(501)	[1,440]	(8.778)	55.493	TalP	52.09
Utile (perditu) de l'anarctzio							(1.464)	(1.464)	¢.	[1.457]
Altra componenti dell'utila (perdita) complessivo
Componenti non ricipes (ficabil) a conto economica Rivalutazioni di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale				(19)				(ម)		[19]
				[19]				(19)		(19)
Companenti riciam Mediali d conto economico
Differenze cambio da conversiono del bijanci in monera diversa dalfeuro.			1,190	9				1.198		1.198
Yarlazione fair value strumenti finanziari disponibili. par la vendita al natio dell'affetto fiscale				$\left[ 4 \right]$				[4]		[4]
Vasiozione fair volue strumenti finanziari detivati cash flow hadge al netto dell'effetto fiscale.				663				553		663
Quota di pertinenza delle "Altre componenti dell'utile [perdita] complessivo" delle partecipazioni valutato con il metodo del patrimonio netto				32				32		32
			1,190	689				1.883		1,869
Utile (pardite) complexelys dell'enercizio			1.180	680			[1.454]	406	7	4.3
Domazioni con gli exiculati
Attribuzione del dividendo di Eni SoA (CO,40 per azione a saldo dell'accomm 2015 di 60,40 per azione i		[1.028]				1440	(1852)	(L440)		[1440]
Acconto sul dividendo (ED,40 per aziona).						(1.441)		(L441)		(1.441)
Attribuzione del dividendo di altra società									[4]	$\left[ 4\right]$
Destinazione perdita residua 2015		(10.630)					10.630
		(11.658)				$\left{ \mathbf{1}\right}$	8.778	[2.901]	[4]	(2.005)
Aitri movimenti di patrimonio netto
Esclusione dall'area di consolidamento del gruppo Salpem per cessione del controllo.									(L172)	[1.072]
Rigiro effetti ralativi alle discontinuad operations		[6]		(20)				(28)		(28)
Altre vanlazioni		48		$[1] % \centering \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The figure shows the number of times on the left and right. The left is the number of times on the right.} \label{fig:time} %$				47	z	49.
5 i kil al 31 dicembre 2018.	4,005	40 40.967	10,319	[21] 1832	(581)	(1.441)	(1.454)	19 59.037	[1.070] 48	[1.851] 53.086

$\overline{\mathbb{D}}$

Ý.

$83942644$

RENDICONTO FINANZIARIO

(EmAlori)			Note 、必須教授、提供的	2017	2016
Utile [perdita] dell'esercizio - Continuing operations			4.137	3.377	i1044]
Retilfiche per ricondurre futile (perotta) netro al fiusco x cassa do anività operativa:
Ammortamonii	$[11][12]$		6.988	2413	7,559
Svalutazioni (riprose di valore) nette di attività materiali e comateriali	[1]		866	(22)	[475]
Radiezioni	(11)(12)		100	263	350
Effetto valutazione con B metodo dei patrimonio nerto	[14] [31]		68	257	325
Plusvalenza nette su cessioni di atilvità			(474)	[3.445]	(48)
Dividandi	(31)		[231]	(205)	ן בוען
interessi artivi			(185)	(263)	(209)
Interesal passivi			EL.	671	645
imposte sul reddito	[朝]		5.970	3.467	1.936
Altre variazioni			[474]	834	$\begin{bmatrix} 0 \end{bmatrix}$
Variezioni dei conitale di esercizio:
- nittamente		15		[345]	(Z/3)
- crediti commerciali		334		657	1285
- debili commerciali		542		284	1.495
-fondi par rischi e oneri				96	(10.1)
- alire ottività e possività		روجن		749	647
Flusso di cassa dei capitale di esercizio		829
			1632	1,440	2.112
Variazione fondo per banefici ai dipendenti			tos	38	22
tividendi Incassar Interessi Incassati			275	291	212
			87	104	150
Interessi pagati			(FOS)	[502]	[780]
Imposte sul reddito pagate al netto dei crediti d'imposta rimborsati			[5, 226]	[3.437]	[2.941]
Flueno di casas petto de ertività operativa			13.647	10.117	7,673
- di cui verso para correlate	[36]		(2,707)	(2843)	(3.743)
favesdmenti:
- attività materiali	(11)		(0.776)	(0490)	[9.077]
-attività limmateriali	[12]		[3H]	[191]	[10]
· imprese consolidate e rami d'aziendo al netto delle disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	$[26] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_00.pdf} \caption{The 1000 of the estimators in the left and right.} \label{fig:26}$		(119)
- partecipazioni	141		1251	[510]	[1164]
- titoli			(432)	[316]	[1336]
- credin finanziari			[5.4]	[652]	[L208)
- variezione del di relativi all'artività di investimento e imputazione di ammortamenti all'attivo patrimonieze			408	152	$\lbrack 0 \rbrack$
Flusso di caesa deg i investimenti			(9.941)	(10,012)	(12.896)
Ols/nyestimentl:
- attività materiali			1,085	2245	19
- artivita immeteriali			5	2
-imprese consolidate e rami d'azienda al netto. delle disponabilità liquida ed equivalenti cedute	(26)		$\begin{bmatrix} 0 \ 1 \end{bmatrix}$	2.662	[362]
- imposte pagate sulle d'amissioni				(436)
-partecipation.			135	482	508
- titoli			51	224	20
-croditi finanziari,			496	999	8.0E3
- variazione crediti relativi all'attività di disinvestimento			806	(434)	205
Flueso di caesa dei disiawestimenti			2405	6.244	8.453
Huano di cassa notte de attività di investimento			(2.55)	(3.758)	(4.443)
«di cui verso potti correlate	[3E]		[3.314]	(3.115)	3,752

B

Ģ

segue RENDICONTO FINANZIARIO

segue RENDICONTO FINANZIARIO			83942666
E milionil	Note 3		2017	3016
Assunzione di debiù Finanziezi non correcui-	[18]	3.780	1842	4,202
Rimbossi di debrii finanziari non correnti	[13]	اتحت ا	[2.973]	[233]
Incremento (decremento) di debiti finanziari corronti	[11]	(71)	(581)	[2.545]
		320	(1.712)	(768)	ă
Dividendi pegati ad ezionisti Eni		[2.954]	[2,000]	[2001]
Dividend) pageti ad akr) azlonisti		Ð	$[3]$	$\lbrack 4\rbrack$
Flueso di casse notto de attività di finanziamento		(2.GTP)	(4.595]	[3.551]
- di cui verso porti correlate	(36)	15	(U)	(192)
Effetto della variazione dell'erea di consolidamento. [inserimento/escivalore di imprese divenute rilevanti/inflevanti]				(S)
Effetto delle disponibilità liquide ed equivalenti delle discontinue d'operations				989
Effetto delle differenze di cambio da conversione e altro variazioni sulle disponibilità liquide ed equivalenti		16	[72]	2
Fluxen of cases netto dell'exercizio		3. 192	1.889	465
Disponibilità Aquide ed equivalenti a inizio esercizio.	[S]	2363	5.674	5.203
Disponibilità liquido ed equivalenti a fino esercizio ne	EST.	10,855	7363	5.674

(e) Le disponibilità liquide ed equivalent al 31 dicembre 2018 comprendono E19 milioni di disponibilità liquide ed aquivalemi di sociatà consolidate destineta e/a vendita che rello schema d'stato
portonomiale cono doporti

$\overline{\rho}$

$\mathbb{R}^3$

NOTE AL BILANCIO CONSOLIDATO

1 i Principi contabili, stime contabili e giudizi sionificativi

CRITER! DI REDAZIONE

li bilancio consolidato è redatto secondo gli International Financial Reporting Standards [nel seguito "IFRS" o "principi contabili internazionali^a]¹ emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D. Egs. 38/05². Con riferimento alle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi sono adottati i criteri applicati a livello internazionale avendo riguardo alle disposizioni IFRS applicabili.

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

Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2018, approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 14 marzo 2019, è sottoposto alla revisione contabile da parte della EY SpA. La EY SpA, in quanto revisore principale, è interamente responsabile per la revisione del bifancio consolidato del Gruppo; nei limitoti casi in cui intervengano altri revisori si assume la responsabilità del lavoro svolto da questi ultimi. I valori delle voci di bilancio e delle refative note illustrative, tenuto conto della loro rilevanza, sono espressi in milioni di euro, eccetto quando indicato diversamente.

STIME CONTABILI E GIUDIZI SIGNIFICATIVI

$\mathbb{Z}^2$ , $\mathbb{Z}^2$

L'applicazione dei principi contabili generalmente accettati per la redazione del bilancio e delle relazioni contabili infrannuali comporta che la Direzione Aziendale effettui stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e su ipotesi considerate ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L'utilizzo di queste stima contabili influenza il valore di iscrizione delle attività e delle passività e l'informativa su attività e passività potenziali alla data del bilancio, nonche l'ammontare dei ricavi e dei costi nel periodo di riferimento. I risultati effettivi possono differire da quelli stimati a causa dell'incertezza che caratterizza le ipotesi e le condizioni sulle quali le stime sono basate, Le stime contabili critiche del processo di redazione del bilancio, che comportano un elevato ricorso a giudizi soggettivi, assunzioni e stime relativi a tematiche per loro natura incerte, sono illustrate nella descrizione della relativa accounting policy di seguito riportata. Le modifiche delle condizioni alla base di gludizi, assunzioni e stime adottati possono determinare un impotto rilevante soi risultati successivi.

PRINCIPI DI CONSOLIDAMENTO

IMPRESE CONTROLLATE

Il bilancio consolidato comprende il bilancio di Eni SpA e delle imprese controllate, direttamente o indicettamente, da Eni SpA.

Un investitore controlla un'impresa partecipata quando è esposto, o ha diritto a partecipare alla variabilità dei ritorni economiti dell'impresa ed è in grado di influenzare tali ritorni attraverso l'escrcizio del proprio potero decisionale sulla stessa. Il potere decisionale esiste in presenza di diritti che conferiscuno alla controllante l'effettiva capacità di dirigere le attività rilevanti della partecipata, ossia le attività maggiormente in grado di locidore sui ritorni economici della pertecipata stessa.

I valori delle imprese controllate seno inclusi nel bilancio consolidato, sulla base di principi contabili uniformi, a partire dalla data in cui se ne assume il controllo e fino alla data in cui tale controllo cessa di esistere. Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consolidate sono rilevati con il ed. metodo dell'integrazione globale e pertanto sono assunti integralmente nel bilancio consolidato; il valore contabile delle partecipazioni è efiminato a fronte della corrispondente frazione di patrimonio netto delle imprese partecipate. Le quote del patrimonio netto e dell'utilo di competenza delle interessenze di terzi sono iscritto in apposite voci del patrimonio netto e del conto economico.

Net caso di imprese che svolgono il ruolo di operatore unico nella gestione di contrarti petroliferi per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria. l'attività è finanziata pro-quoto, sulla base di budget approvati, dalle società partecipanti al contratto petrolifero cui sono periodicamente presentati i rendiconti degli esbarsi e degli incassi derivanti dalla gestione del contratto, i costi e i ricavi, nonché i dati operativi (produzioni, aiserve, ecc.) dell'iniziativa mineraria sono percio rifovati pro-quota direttamente nel bilancio delle società partecipanti a cui fanno carico, incltre, le revative obbligazioni derivanti dall'iniziativa mineraria, L'escausione dal consolidamento di alcune società controllate, non significative né singolarmente né complessivamente, non ha comportato effetti rilevanti³ ai fini della corretta rappresentazione dello situazione patrimoniale, economico e finanziaria del Gruppo⁺.

In presenza di quote di partecipazione acquisite successivamente all'assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l'eventuale differenza tra il costo di acquisto e la corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rilevata nei patrimonio netto di competenza del Gruppo; analogaraente, sono rilevati a patrimonio netto gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita del controllo. Differentemente, la cessione di quote che comporta la perdita del controllo determina la rifevazione a conto economico: {i} dell'eventuale plusvalenza/minusvalenza calcolata come differenza tra il corrispettivo ricevuto e le corrispondenti attività nette consolidate cedute; (ii) dell'effetto dell'allineamento al relativo fair value dell'eventuale partecipazione rosidua mantenuta; [iii] degli eventuali

⁽¹⁾ GillFPS comprendore anche gE International Accounting Standards (IAS), furtora in vigore, nonché i document linementaris redatil dal EFTS analyzessions Committee, precedentemente dentrulharo International Firemost Report ing interpretations Committee (FRC) e ancor prima Standing Interpretations Commatoe (SIC)

^[2]} principi contactlime mazionali utilizzatla i ini dalla redazione del biancin consolidato sono concidenti con quoli mmanci dalla DSB in vigore per resercizio 2018

^[3] Secondo le disposizioni dei Conceptual Francewsk for Pinneclar Reporting, Imformatione è illevante se la pua omnissione o en ala presenta dono può influenzaro in decisori economiche degli utilizzioni eçe sulla base dei bilancio.

^.<br>[4] Le partecipazion! In sodeta concollate non consolidate con il maggio integrale sono visuate secondo i criterio indicati nel successivo punto "Mendo da" partimonio nelta"; per maggiori informazioni el fa rinvia all'allegato "Partecipazioni di Enl SuA al 31 dicembre 2018".

Saint General School - The School

2010/08/19

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valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla ex controllata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico⁵. Il valore dell'eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita del controllo, rappresenta il nuovo valore di iscrizione della partecipazione e pertanto il valore di riferimento. per la successiva valutazione della partecipazione secondo i criteri di valutazione applicabili.

INTERESSENZE IN ACCORD/ A CONTROLLO CONCILINTO

Il controllo congiunto è la condivisione, su base contrattuale, del controllo di un accordo, che esiste unicamente quando per le decisioni relative alle attività rilevanti è richiesto il consenso unanime di tutte le parti che condividono il controllo.

Una joint venture è un accordo a contrello congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività netse dell'accordo. Le partecipazioni in joint venture sono valutate con il metodo del patrimonio netto come indicato nel punto "Metodo del patrimonio netto".

Una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo conglunto vantano diritti sulle attività e obbligazioni per le passività (cd. enforceable rights and obligations). relative all'accordo. Nel bilancio consolidato è rilevata la quota di spettanza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base degli effettivi diritti e obbligazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente olla rilevazione iniziale, le attività/ passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie. Le joint operation non rilevanti sono valutate secondo il metodo del patrímonio netto ovvero, quando non si producono effetti significativi sulla situazione patrimoniale, finanziaria e sul risultato economico, al costo rettificato per perdite di valore.

PARTECIPAZIONI IN IMPRESE COLLEGATS

Una collegata è un'impresa su cui Eni esercita un'influenza notevole, intesa come il potere di partecipare alla doterminazione delle scelte finanziarie e gestionali della partecipata senza averne il controllo o il controllo congiunto.

Le partecipazioni in collegate sono valutate con il metodo del patrimanio netto come indicato nel punto "Metodo del patrimonio netto".

Le imprese consolidate, le imprese controllate non consolidate, le joint venture, le partecipazioni in joint operation e le imprese collegate sono distintamente indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2016", che fa parte integrante delle presenti note. Nello stesso allegato è riportata anche la variazione dell'area di consolidamento verificatasi nell'esercizio.

I bilanci delle imprese consolidate sono oggetto di revisione contabile da parte di società di revisione che esaminano a attestano anche le informazioni richieste per la redazione del bilancio consolidato.

METODO DEL PATRIMONIO NETTO

Le partecipazioni in joint venture, in imprese collegate e in imprese controllate non significative escluse dall'area di consolidamento sono valutate con il metodo del patrimonio netto⁶⁷.

In applicazione del metodo del patrimonio netto, le partecipazioni sono inizialmente iscritte al costo di acquisto, aflocando, analogamente a quanto previsto per le business combination, il costo sostenoto sulle attività/passività della partecipata; l'altocazione, operata in via provvisoria alla data di nievazione iniziale, è rettificabile, con effetto retroattivo, entro i successivi dodici mesi per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di rilevazione iniziale. Successivamente (I valore di iscrizione è adeguato per tener conto: [i] della quota di pertinenza della partecipante dei risultati economici della partecipata realizzati dopo la data di acquisizione; e [ii] della quota di pertinenza della partecipante delle altre componenti dell'utile complessivo della partecipata, i dividendi distribuiti dalla partecipata sono riluvati a riduzione del valore di iscrizione della partecipazione. Ai fini dell'applicazione del metodo del patrimonio netto, si considerano le rettifiche previste per il processo di consolidamento [v. anche punto "Imprese controllate"], in presenza di obiettive evidenze di perdita di valore (ad esempio, rilevanti inadempimenti contrattuali, significative difficoltà finanziarie, rischio di insolvenza della controparte, ecc.), la recuperabilità è verificata confrantando il valore di iscrizione con il refativo valore recuperabile determinato adottando I criteri indicati al punto successivo "Attività materiali". Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate, con imputazione dell'effetto a conto economico alla voce "Altri proventi [oneri] supartecipazioni". Le perdite derivanti dall'applicazione del metodo del patrimonío netro eccedenti il valore di iscrizione della partecipazione, rilevate nella voce di conto economico "Proventi [oneri] su partecipazioni", sono allocate sugli eventuali crediti finanziari concessi alla partecipata il cui rimborso non è pianificato o non è probabile nel prevedibile futuro (cd. fong-term interest) e che rappresentano nella sostanza un ulteriore investimento nella società partecipala.

La cessione di quote di partecipazione che comporta la perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipata determina la rilevazione a conto economico: (i) dell'eventuale plusvalenza/ minusvalenza calcoiata come differenza tra il corrispettivo ricevuto e la corrispondente frazione del valore di iscrizione ceduta; (ii) dell'effetto dell'allineamento al relativo fair value dell'eventuale partecipazione residua mantenuta^a; (iii) degli eventuali valori rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo relativi alla partecipata per i quali sia previsto il rigiro a conto economico⁹. Il valore dell'eventuale partecipazione mantenuta, allineato al relativo fair value alla data di perdita dei controllo congiunto o dell'influenza notevole, rappresenta il nuovo valore di iscrizione e pertanto il valore di riferimento per la successiva valutazione secondo i criteri di valutazione applicabili.

[5] Al contrario, gli eventuali valori rilevati nelle altre componenti destrilla complessivo relativi ata ex controllata, per i quali non è previsto il rigiro a conto economico, sono imputati na altre objet monia betta. (G) Nel caso di aesunzione di un collegamento (controllo congiunto) in fasi eucossive, la partecipazione è iscritta per l'importo conflapordente à questo derivame dall'applitazione dell del catrimanis netto como se lo ansea fose stato appreno sin dall'origine, l'effetto della rivolutazione "oni valore di scrizione delle quote di partecipazione detenune arracedenamente all'essurabne de

[controlla congurito) è nievato a patrimeno perio. [?] Duando non si producono alford signacativi sula stuazione participable, linarmana e sul risultato economico, le joint ventue, le lannese colegare a la imprese coercolate non significative estre dalfarea di consolidamento, sono valutate al costo rettificato per perdice di valore

Bill se la partecipazione mucroscoria chaup el patromonidisme la propienta necon a spagge ce cunhoscoria consistente a la del [B] [B]

(9) Al contrario, gé eventual yalot diavan nelle acre componenti de Artile complessivo retabvi als ex joint venture o collegate, per l'quasinaria errevisto il righo a contra economico, sono imputatio un altro poste del petrimonio neno.

del pala.

V.

elle gärnen bett

La quota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il volore di iscrizione della partecipazione e di eventuali long-term interest, è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni. tegali o implicite della partecipata, o comunque, a coprirne le perdite.

BUSINESS COMBINATION

Le operazioni di business combination sono ritevate secondo l'acquisition method, il corrispettivo trasferito in una business combination. è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall'acquirente. I costi direttamente attribuibili all'operazione sono rilevati a conto economico almomento del relativo sostenimento.

Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi dell'attivoje del passivo patrimoniale il loro fair value¹⁰, fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione. L'eventuale differenza residua rispetto al costo di acquisto, se positiva, è iscritta nell'attivo come "avviamento" (di seguito anche goodwill); se negativa, è rilevata a conto economico.

Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi è determinata sulla base della quota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l'eventuale goodwill a essi attribuibile {cd, partial goodwill method}. In alternativa, è rilevato l'intero ammontare del goodwill generato dall'acquisizione considerando, pertanto, anche la quota attribuibile alle interessenze di terzi (ed. full goodwill method); in quest'ultimo caso le interessenze di terzi sono espresse al loro complessivo fair value, includendo pertanto anche il goodwill di loro competenza¹¹. La scelta delle modalità di determinazione del goodwill (partial goodwill method o full goodwill method) è operata in maniera selettiva per ciascuna businessi combination.

Nel caso di assunzione del controllo in fasi successive, il costo di scoulsto è determinato sommando il fair value della partecipazione precedentemente detenuta nell'acquisita e l'ammontare corrisposto per l'ulteriore quota partecipativa, La differenza tra il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e il relativo valore di iscrizione è imputata a conto economico. Inoltre, in sede di assunzione del controllo, eventuali ammontari precedentemente rilevati nelle altre componenti dell'utile complessivo sono imputati a conto economico ovvero in un'altra posta del patrimonio netto, nel caso in cui non sia previsto il rigiro a conto economico.

Quando la determinazione dei valori delle attività e passività dell'acquisita è operata in via provvisoria nell'esercizio in cui la businessi combination è conclusa, i valori rilevati sono rettificati, con effetto tetroattivo, non oltre i dodici mesi successivi alla data di acquisizione, per tener conto di nuove informazioni su fatti e circostanze esistenti alla data di acquisizione.

L'acquisizione di interessenze in una joint operation che rappresenta un business à rilevata, per gli aspetti applicabili, in modo analogo a quanto previsto per le business combination.

Stime contabili e gjudizi significativi, purtecipazioni e businessi combination

La verifica dell'esistenza del controllo, del controllo congiunto, dell'in-Ruenza notevole su un'altra entità nonché, nel caso delle joint operation, la verifica dell'esistenza di enforceable right and obligation richiede l'esercizio di un giudizio professionale complesso da parte della Direzione Aziendale oparato considerando le caratteristiche della struttura societaria, gli accordì tra le parti, nonché ogni altro fatto e circostanza che risulti rilevante ai fini di tale verifice. L'utilizzo di stime contabili significative caratterizza inoltre i processi di allocazione del fair value alle attività e passività identificabili acquisite in sede di business combination. Nel processo di allocazione, anche in sede di rilevazione iniziale di partecipazioni valutate secondo l'equity method, Eni adotta le reetodologie di valutazione generalmente utilizzate dagli operatori di mercato considerando le informazioni disponibili e, per le business combination più significative, si avvale di valutazioni esterne.

OPERAZIONI INFRAGRUPPO

Ĝi utili derivanti da operazioni tra le imprese consolidate e non ancora realizzati nei confronti di terzi sono eliminati così come sono eliminati i crediti, i debiti, i proventi, gli oneri, le garanzie, gli impegni e i rischi tra imprese consolidate. Gli utili non realizzati con società valutate secondo il metodo del patrimonio netto sono eliminati per la quota di competenza del Gruppo, in entransbi i casi, le perdite infragruppo non sono eliminate in quanto rappresentative di un effettivo minor valore del bene ceduto.

CONVERSIONE DEI BILANCHIN VALUTA DIVERSA DALL'EURO I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, che rappresenta la valuta funzionale della capogruppo, sono convertiti in euro applicando alle voci dell'attivo e del passivo patrimoniale i cambi correnti alla data di chiusura dell'esercizio, alle voci del patrimonio netto. i cambi storici e alle voci dei conto economico e dei rendiconto finanziario i cambi medi dell'esercizio (fonte: Reuters - WMR).

Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, derivanti dall'applicazione di cambi diversi per le attività e le passività, per il patrimonio netto e per il conto economico, sono rilevate nella voce di patrimonio netro "Riserval per differenze cambio da conversione" per la parte di competenza del Gruppo¹². La riserva per differenze di cambio è rilevata a conto economico all'atto della dismissione integrale ovvero al momento della perdita del controllo, del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipala. Ali'atto della dismissione parziale, senza perdita del controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi. In caso di dismissione parziale, senza perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole, la quota delle differenze camblo afferente alla frazione di partecipazione ceduta è imputata a conto economico. Il rimborso del capitole effettuato da una controllata operante in valuta diversa dall'euro, senza modifica dell'interessenza partecipativa detenuta, comporta l'imputazione a conto economico della corrispondente quota delle differenze di cambio.

^-10) l'criteri per la determinazione del fair value sono illustrati al punto "Volutazioni al fair valun".

⁽¹¹⁾ L'edezione del parcel o cel full pochaill method rileva anche nel caso di operazioni di business combination che comportano la riavazione, a conto economico, el "gocovill negativi" (cd. in on barga in purchase].

przi delle differenze di parti delle differenze cambio da conversione del bllanc/ delle imprese controllate operanti ki valura diversa na tearn è rilevata nello voca di parimonio netro "leteressenze di verzi³.

$83942699$

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atory

I bilanci utilizzati per la conversione sono quelli espressi nella valuta. funzionale che per le società che non adottano l'euro è prevalentemente il dottaro USA. I principali cambi utilizzati per operare la conversione dei bilanci in valuto diversa dall'euro sono di seguito indicati:

(ammontare divelute per £1)
Dollaro USA	1.18			1,20	1.11	1.05
Sterlina inglese	0,88	0.89	0.BD	a, 89	0.62	0,86
Corona norvegese,	9.60	9.94	9.33	9.03	9.29	9,09
Dollaro australiano i	1,59	1.62		53	1.49	.46

CRITERI DI VALUTAZIONE

l'eriteri di valutazione più significativi adottati per la redazione del bilancio consolidato sono indicati nei punti seguenti.

ATTIVITÀ MINERARIA

ACQUISIZIONE DI PÉRMESSI ESPLORATIVI

I costi sostenuti per l'acquisizione di diritti esplorativi (o per la loro estensione] sono inizialmente capitalizzati all'interno delle attività immateriali come "diritti esplorativi - unproved" in attesa di valutare l'esito delle attività di espiorazione e valutazione. Tali diritti esplorativi unproved non-sono ammortizzati ma sottoposti o verifica della recuperabilità del relativo valore di iscrizione avendo riguardo alla conferma del commitment della società a proseguire le attività di esplorazione e considerando fatti e circostanze che possano evidenziare la presenza di incertezze in merito alla recuperabilità del valore iscritto. Se non sono pianificate ulteriori attività, il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi è imputato a conto economico come radiazione. (di seguito anche write-off). I diritti esplorativi di valore non significativo sono raggruppati e ammortizzati a quote costanti lungo il periodo di esplorazione accordato. A seguito della scoperta di riserve certo (cioè dopo la rilevazione di riserve e l'approvazione interna del progetto di sviluppo), il valore di iscrizione dei relativi diritti esplorativi unproved è riclassificato, sempre all'interno della voce "Attività immateriali", come "diritti esplorativi proved". Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei diritti esplorativi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d'uso e il fair value, al netto dei costi di vendita. A partire dall'avvio della produzione, i permessi esplorativi "proved" sono ammortizzati con il metodo dell'unità di prodotto (ed. metodo UOP, descritto al punto "Ammortamento UOP").

ACOLIISIZIONE DI TITOLI MINËRARI

I costi sostenuti per l'acquisizione di titoli minerari sono rilevati in relazione alle attività acquisite (potenziale esplorativo, riserve probabili, riserve possibili, riserve certe). Quando l'acquisto riguarda nel complesso riserve e potenziale esplorativo, il costo è attribuito alle diverse attività acquisite sulla base del valore determinato attualizzando i corrispondenti flussi di cassa attesi.

I costi di acquisizione dei potenziale esplorativo sono valutati utilizzando i criteri indicati nel precedente punto "Acquisizione di permessi esplarativi". I costi delle riserve certe sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto "Ammortamento UOP"), il costi delle riscrve probabili e delle riserve possibili (cd, unproved mineral interest) sono sospesi in attesa dell'esito delle attività di esplorazione; in caso di esito negativo, sono rilevati a conte economico.

ESPLORAZIONE ED APPRAISAL

l costi esploratívi relativi a studi geologici e geofisici sono rifevati diretramente a conto economico al momento del sostenimento. l costi direttamente associati ad un pozzo esplorativo sono inizial; mente rilevati all'interno delle attività materiali in corso, come "costi, di esplorazione e valutazione - unproved" (pozzi esplorativi in progress), fino al momento in cui la perforazione del pozzo è completata. e possono continuare ad essere capitalizzati nei 12 mesi successivi in attesa della valutazione dei risultati della perforazione (pozzi esplorativi suspended). Se al termine di tale periodo si accerta che il risultato è negativo o che il ritrovamento non è sufficientemente significativo. per giustificarne la sviluppo, i pozzi sono dichiarati dry/unsuccessful e i relativi costi imputati a conto economico come virte-off. Al contrario, tali costi continuano ad essere capitalizzati se e fintanto che: $[1]$ il pozzo ha determinato la scoperta di una quantità di riserve tale da giustificare il suo completamento come pozzo di produzione, e (ii) la società sta compiendo sufficienti progressi volti a valutare le riserve e la fattibilità economica ed operativa del progetto; differentemente i costi capitalizzati sono imputati a conto economico come write-off Medesimi criteri di rilevazione sono adottati per i costi relativi all'attività di appraisal. In caso di ritrovamento di riserve certe di petrolio e/o gas naturale, i relativi costi capitalizzati come unproved sono riclassificati, sempre all'interno delle attività materiali in corso, come "costi di esplorazione e valutazione - proved". Al momento della riclassifica e, in ogni caso, quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione di valore delle attività, il valore di iscrizione dei costi da riclassificare come proved è sottoposto a verifica di recuperabilità considerando il maggiore tra il valore d'uso e il fair value al netto dei costi di vendita. A partire dall'avvio della produzione, i costi di esplotazione e valutazione classificati come "proved" sono ammortizzati secondo il metodo UOP (v. punto "Ammortamento UOP").

SVILUPPO

I costi di sviluppo, ivi inclusi i costi relativi al pozzi di sviluppo difisuci cessful e danneggiati, sono inizialmente capitalizzati zonie Attività, materiali in corso - proved". I costi di sviluppo sostenuti per l'accertà: mento di riserve certe o la costruzione e l'installazione degli impianti necessari all'estrazione, trattamento, raccolta e stoccaggio di idrocarburi sono ammortizzati, a partire dall'inizio della produzione, prevalentemente con il roctodo UOP. In caso di non fattibilità/non prosecuzione

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del progetti di sviluppo, i relativi costi sono imputati a conto economico come write-off nel periodo in cui viene deciso l'abbandono del progetto stesso. Le svalutazioni/riprese di valore dei costi di sviluppo sono effettuate applicando i criteri previsti per le attività materiali.

AMMORTAMENTO UOP

Con riferimento al processo di ammortamento degli investimenti afferenti le attività minerarie, considerata la stretta correlazione tra la loro vita utile e la disponibilità delle riserve di idrocarburi, l'ammortamento è generalmente operato attraverso il metodo UOP applicando agli investimenti da ammortizzare o fine periodo¹³ l'aliquota ottenuta dal rapporto tra i volumi estratti pel trimestre e le riserve esistenti alla fine del trimestre, incrementate dei volumi estratti nel trimestre stesso. Il metodo è applicato con riferimento al più piccolo insleme che realizza una correlazione diretta tra gli investimenti da ammortizzare e le riserve di idrocarburi. Ai fini dell'ammortamento dei diritti esplorativi e dei titoli minerari acquisiti qualificati come "proved" rilevano le riserve certe; al fini defl'ammottamento dei costi di esplorazione e di appraisal "proved" e dei costi di sviluppo rilevano le riserve certe sviluppate.

PRODUZIONE

I costi refativi all'attività di produzione festrazione, manutenzione ordinaria dei pozzi, ecc.) sono rilevati a conto economico nell'esercizio in cui sono sostenuti.

PRODUCTION SHARING AGREEMENTS E CONTRATTED! BUN BACK

Le riserve relative ai Production Sharing Agreements e ai contratti di buu back sono determinate sulla base delle clausole contrattuali relative al rimborso dei costi sostenuti per i lavori di esplorazione, sviluppo e produzione svolti con l'apporto di proprie tecnologie e mezzi finanziari [cost oil] e alla quota di spettanza delle produzioni realizzate non destinato al rimborso dei costi sostenuti (profit oil), li ricavi derivanti dalla cessione delle produzioni ritirate [cost oil e profit oil] sono rifevati per competenza economica; i costi sostenuti relativi alle attività di esplorazione, sviluppo e produzione sono rilevati secondo i criteri indicati in precedenza. Le quote di produzioni e di riserve tengono conto delle quote di idrocarburi equivalenti alle imposte dovute nei casi in cui gli accordi contrattuali prevedono che l'onere tributario a carico della società sia assolto dall'ente nazionale in nome e per conto della società a valere sulla quota di profit oil, in relazione a ciò, è rilevato l'incremento dell'imponibile, tramite l'aumento dei ricavi, e il corrispondente stanziamento dell'onere di imposta.

CH/USURA E ABBANDONO DEI POZZI

Leosti che si presume di sostenere al termine dell'attività di procuzione per l'abbandono dell'area, lo smantellamento, la rimozione delle strutture e il ripristino del sito sono rilevati all'attivo patrimoniale secondo i criteri indicati al punto "Attività materiali" e ammortizzati con il metodo UOP.

Stime contabili e giudizi significativi: attività mineraria

La valutazione deile riserve di petrolio e di gas naturale si basa su metodi di tipo ingegneristico che hanno un margine intrinseco di aleatorietà. Le riserve certe rappresentano le quantità stimate di idrocarburi che, sulla base dei dati geologici e di ingegnerio, potranno con ragionevole

certezza essere economicamente producibili nelle condizioni tecniche ed economiche esistenti al momento della stima. Nonostante esistano autorevoli linee guida sui criteri ingegneristici e geologici che devono essere rispettati affinché le riserve possano essere classificate come certe, l'accuratezza della stima delle riserve dipende dalla qualità delle informazioni disponibili e dall'interpretazione e dal giudizio che di queste da la Direzione Aziendale.

La valutazione della potenzialità economica di una scoperta mineraria è effettuata nell'arco dei 12 mesi successivi al completemento della perforazione di un pozzo esplorativo. Il processo di defineazione della scoperto, che comporta lo svolgimento di ulteriori attività di appraisal e di identificazione delle migliori modalità di sviluppo, richiede, nella maggior parte dei casi, un periodo di tempo maggiore in funzione della complessità del progetto e del volume di investimenti associati. Durante tale periodo, i costi relativi ai pozzi esplorativi rimangono sospesi all'attivo patrimoniale. Ad ogni modo, tali costi capitalizzati sono oggetto di verifica, almeno annuare, al fine di confermare l'intenzione di sviluppare, o la ogni caso di valorizzare, la scoperta.

Le riserve di un giacimento sono classificate come certe solo quando sono stati verificati tutti i criteri per l'attribuzione della qualifica di riserve certe. Inizialmente tutte le riserve classificate come certe sono categorizzate come riserve certe non sviluppate. Il successivo passaggio da riserve certe non sviluppate a sviluppate avviene in conseguenza dell'attività di sviluppo, normalmente in corrispondenza del first oil. Nei principali progetti di sviluppo trascorrono tipicamente da uno a quattro anni, tra la registrazione iniziale deficiriserve e l'avvio della produzione.

ja produzione di potvolio e di gas naturale effettivamente estratta dai pozzie le analisi di giacimento successive possono comportare delle revisioni significative in sumento d'in diminuzione. Anche i cambiamenti dei prezzi del petrolio e del gas naturale possono avere un effetto sui volumi delle riserve certe rispetto alla stima iniziale e, nel caso di Production Sharing Agreement e contratti di buy back, sulle produzioni e sulle riserve di spettanza. Conseguentemente, la stima delle nserve potrobbe differire in misura significativa rispetto alle quantità di idrocatburi che saranno effettivamente estratte. Le stime delle riserve rifevano ai fini della determinazione degli ammortamenti e delle svelutazioni, in particolare, ai fini dell'ammortamento, determinato secondo il metodo UOP, assumendo la costanza delle attre variabili, un aumento delle riserve certe stimato per singolo giacimento riduce la quota di ammortamento a carico del periodo e viceversa. La stima delle riservo è influenzata, tra l'altro, dall'andamento dei prezzi delle commodity petrolifere di riferimento e dalla tipolopia contrattuale sottostante le attività Oil & Gas. Ai fini del processo di impairment, le stime delle rigerve sono utilizzate per la definizione del flussi di cassa futuri delle attività petrolifere che raporesentano uno degli elementi fondamentali per determinare l'ammontare defl'eventuale svalutazione.

ATTIVITÀ MATERIALI

Le attività materiali, ivi inclusi gli investimenti immobiliari, sono rilevate secondo il criterio del costo e iscritte al prezzo di acquisto o al costo di produzione comprensivo dei costi accessori di diretta imputazione necessari a rendere le attività pronte all'uso. Quando è necessario un ritevante período di tempo affinche il bene sia pronto all'uso,

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il prezzo di acquisto o il costo di produzione include gli oneri finanziarisostenuti che teoricamente si sarebbero risparmiati, nel periodo necessario a rendere il bene pronto all'uso, qualora l'investimento non fosse stato fatto,

In presenza di obbligazioni attuali per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino dei siti, il valore di iscrizione include i costi stimati (attualizzati) da sostenere al momento dell'abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo. Il trattamento contabile delle revisioni di stima di questi costi, del trascorrere del tempo e del tasso di attualizzaziono è indicato al punto "Fondi, passività e attività potenziali"¹⁶.

Non è ammesso affettuare rivalutazioni delle attività materiali, neanche in applicazione di leggi specifiche.

I beni assunti in leasing finanziario, ovvero relativi ad accordi che, pur non assumendo la forma esplicita di un leasing finanziario prevedono il trasferimento sostanziale dei rischi e benefici della proprietà, sono iscritti, alla data di decorrenza del contratto, al fair value dell'asset, al netto dei contributi di spettanza del conduttore, o se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, tra le attività materiali in contropartita, per ammontare corrispondente, al debito finanziario verso il locatore.

I costi per migliorie, ammodernamento e trasformazione aventi naturo incrementativa delle attività materiali sono rilevati all'attivo patrimoniale quando e probabile che incrementino i benefici economici futuri attesi dal bene. Sono rilevati all'attivo patrimoniale anche gli elementi acquistati per ragioni di sicurezza o ambientali che, seppur non incrementando direttamente i benefici economici futuri delle attività esistenti, sono necessari per lo svolgimento dell'atrività aziendale.

L'ammortamento delle attività materiali ha inizio quando il bene è pronto all'uso, ossia quando è nel luogo e neife condizioni necessari perché sía in grado di operare secondo le modalità programmate. Le attività materiali sono ammortizzate sistematicamente a quote costanti lungo la loro vita utile, intesa come la stima del periodo incui l'attività sarà utilizzata dall'impresa. Quando l'attività materiale è costituita da più componenti significative aventi vite utili differenti, l'ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore petto di cessione al termine della sua vita utile, se significativo e ragionevolmente determinabile. Non sono oggetto di ammortamento litemeni, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato, nonché le attività materiali destinate alla vendita (v. punto "Attività destinate alla vendita e discontinued operation"). Eventuali medifiche al piano di ammortamento, derivanti da revisione della vita utile dell'asset, del valore residuo ovvero delle modalità di ottenimento dei benetici economici dell'attività, sono rilevate prospetticamente. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo di durata della concessione o della vita utile del bene se minore.

I costi di sostituzione di componenti identificabili di beni complessi sono rilevati all'attivo patrimoniale e ammortizzati lungo la loro vita utile; il valore di iscrizione residuo della componente oggetto di sostituzione è rilevato a conto economico. Le migliotle su beni condotti in locazione sono ammortizzate lungo la vita utile delle migliorie

stesse o il minore periodo residuo di durata della focazione tenendo conto dell'eventuale periodo di rinnovo se il suo verificarsi dipende esclusivamente dal conduttore ed è virtualmente certo, Le spese di manutenzione e riparazione ordinaria, diverse dalle sostituzioni di componenti identificabili, che relategrano e non incrementano le prestazioni dei beni, sono rilevate a conto economico nell'esercizio in cui sono sostentite

Quando si verificano eventi che fanno presumere una riduzione del valore delle attività materiali, la loro recuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione con il relativo valore recuperabile rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Il valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso del bene e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione al termine della sua vita utile al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche che si verificheranno nella residua vita utile dei bene, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno.

Per quanto riguarda i prezzi delle commodity, il management assume lo scenario prezzi adottato per le projezioni economico-finanziarie e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i Russi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroli-1 feri [e a quelli da essi derivati] lo scenario prezzi è oggotto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione e si basa sulle Ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali e, nel breve-medio termine, considera anche le previsioni degli analisti di mercato e, laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità e affidabilità, sulla rilevazione dei prezzi a termine desumibili dal mercato.

L'attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del deparo e dei rischi specifici dell'attività non riflesse nelle stimo dei flussi di cassa. In particolare, il tasso di sconto utilizzato è il Weighted Average Cost of Capital (WAC\$) rettificato, come di seguito indicato, del rischio Paese specifico in cui si trova l'asset oggetto di valutazione. La valorizzazione del rischio Paese specifico da includere nel tasso di sconto è definita sulla base delle informazioni fornite da provider esterni. I WACC sono differenziati in funzione della rischiosità espressa dai setteri lo cui opera l'attività. In porticolare, per le attività appartenenti al settore Gas & Power e al N business Chimica, tenuto conto della differente rischiosità espressa da questo settore/business rispetto a quella complessiva Eni, sono stati definiti specifici WACC sulla base di un campione di società operanti nel medesimo settore/business, rettilicati per tener conto del rischio Paese specifico in cui si svolge l'attività. Per gli altri settori/business, tenuto conto della sostanziale coincidenza della rischiosità con quella complessiva Eni, è utilizzato il medesimo tasso di sconto. Il valore d'uso/e determinato al netto dell'effetto fiscale in quanto questo metodopioduce valori sostanzialmente equivalenti a quelli ottenibili attualizzando i flussi di cassa al lurdo delle imposte ad un tasso di sconto ante imposte. derivato, in via iterativa, dal risultato della valutazione post impyste, La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo/insieme identificabile di attività che genera flussi di cassa in entràta sutonomi"

(14) Dueste pass Vità riguardano essanzialmente 2 aattora Esploration & Production, i costi diamantellamento e ripristimo sitricalmente relativialle actività materiali afferanti el settori Refining & Marketing e Chênica e Gas & Power, renuto conto dell'Indeterminarizza dol momento temporale di abbandona degli associale impediace di stimare i relativi costi studizzati di abbandona, sono rilevati quando è determinabile le dete dell'effettivo sostenimento desinnone dell'abbligazione può essere attonobilmente stimata. Al tigra ida Elri vertito per odicamente le condizioni di snogments dell'attività al fine di vendicare il sopraggiungere di cambiamenti circostanze o eventi che possare comportare la necessitò o rilevare costi di smannallamente eripristino sitirelativi alle attività materiali affaranti al settori Relining & Marketing e Chimica e Gos & Power.

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derivanti dall'utilizzo continuativo (cd. cash generating unit). Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le attività sono rivalutate e la rettifica è rilevata a conto economico; la ripresa di valore è effettuata al minore tra il valore recuperabile e il valore di iscrizione al lordo delle svalutazioni precedentemente effettuate e ridotto delle quote di ammortamento che sarebbero state stanziate qualora non si fosse proceduto alla svalutazione.

Le attività materiali sono efiminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun benefício economico futuro è atteso dal loro. utilizzo o dismissione; il relativo utile o perdita è rilevato a conto economico.

ATTIVITÀ IMMATERIALI

Le attività immateriali riguardano le attività prive di consistenza fisica identificabili, controllate dall'impresa e in grado di produrre benefici economici futuri, nonche il goodwill. L'identificabilità è definita con riferimento alla possibilità di distinguere l'attività immateriale acquisita dal goodwill; questo requisito è soddisfatto, di norma, quando; (I) l'attività immateriale è riconducibile a un diritto legale o contrattuale; oppure [ii] l'attività è separabile, ossia può essere ceduta, trasferita, data in affitto o scambiata autonomamente oppure come parte integrante di altre attività. Il controllo su un'attività immateriale da parte dell'impresa consiste nella potestà di usufruire dei benefici economici futuri derivanti dall'attività e nella possibilità di limitame l'accesso ad altri.

Le attività immateriali sono iscritte al costo determinato secondo li criteri indicati per le attività materiali. Non è ammesso effettuare rivalutazioni, neanche in applicazione di leggi specifiche.

Le attività immateriali aventi vita utile definita sono ammortizzate sistematicamente lungo la loro vita utile; per il valore da ammortizzare e la recuperabilità del valore di iscrizione valgono i criteri indicati al punto "Attività materiali".

Il goodwill e le ettività immateriali aventi vita utile indefinita non sono oggetto di ammortamento; la recuperabilità del loro valore di isorizione è verificata almeno annualmente e comunque quando si verificano eventi che fanno presupporre una riduzione del valore. Con riferimento al goodwill, la verifica è effettuata a fivello del più piccolo aggregato sulla base del quale la Direzione Aziendale valuta, direttamente o indirettamente, il ritomo dell'investimento che include il goodwill stesso. Quando il valore di iscrizione della cash generating unit comprensivo del goodwill a essa attribuito, determinato tenendo conto delle eventuali svatutazioni degli asset non correnti che fanno parte della cash generating unit, è superiore af valore recuperabile⁴⁵, la differenza è oggetto di svalutazione che vieno attribuita in via prioritaria al gondwill fino a concorrenza del suo ammontare; l'eventuale eccedenza della svalutazione rispetto al goadwill è imputata pro quota al valore di libro degli asset che costituiscono la cashi generating unit, fino all'ammontare del valore recuperabile delle attività a vita utile definita. Le svalutazioni del goodwill non sono oggetto di ripresa divalore³⁵.

I posti connessi con l'acquisizione di nuova clientela sono rilevati all'attivo. patrimoniale purché ne sia dimostrata la recuperabilità, L'attività immateriale afferente a tall costi contrattuali è ammortizzata su una base sistematica coerente con il trasferimento al cliente dei beni o servizi a cui fa riferimento e gegetto di verifica della recuperabilità del valore di iscrizione¹².

I costi relativi all'attività di sviluppo tecnologico sono rilevati all'attivo patrimoniale quando: [i] il costo attribuibile all'attività di sviluppo è attendibilmente determinabile; {ii} vi è l'intenzione, la disponibilità di risorse finanziarie e la capacità tecnica a rendere l'attività disponibile all'uso o alla vendita: [iii] è dimostrabile che l'attività sia in grado di produtre benefici economici futuri.

Le attività Immatcriali sono eliminate contabilmente al momento della loro dismissione o quando nessun beneficio economico futuro è atteso dal loro. utilizzo o dismissione, il relativo utile o perdita è rifevato a conto economico.

CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE

l contributi in conto capitale sono rifevati quando esiste la ragionevole certezza che saranno realizzate le condizioni previste dagli organi governativi concedenti per il loro ottenimento e sono rilevati a riduzione del prezzo di acquisto o del costo di produzione delle attività cui si riferiscreno.

RIMANENZE

Le rimanenze, incluse le scorte d'obbligo, sono valutate al minore tra il costo di acquisto o di produzione e il valore netto di realizzo; quest'ultimo valore è rappresentato dall'ammontare che l'impresa si attende di ottenere dalla loro vendita nel normale svolgimento dell'attività, al netto dei costi stimati per il completamento e per realizzare la vendita, ovvero, relativamente ai volumi di rimanchze di greggio e prodotti petroliferi sul quali insistono contratti di cessione già stipulati, dal prezzo di vendita pattuito. Le rimanenze derivanti da acquisti operati nella prospettiva di una rivendita nel breve periodo e dell'ottenimento di benefici economici derivanti dalle fluttuazioni del prezzo, sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita. I materiali e gli altri beni di consumo posseduti per essere impiegati not processo produttivo non sono oggetto di svolutozione qualora ci si attenda che i prodotti finiti nei quali verranno lacorporati saranno venduti ad un prezzo tale da consentire il recupero del costo sostanuto. Il costo delle rimanenze di idrocarburi (greggio, condensati e gas naturale) e di prodotti petrolifori è determinato applicando il metodo del costo medio ponderato su base trimestrale ovvero, quando la finalità di utilizzo e la velocità di rigiro (furnover) delle rimanenze di greggio e prodotti petroliferi lo giustificano, su un differente arco temporale [es. mensile); quello dei prodotti chimici è determinato applicando il costo medio ponderato su base annuale.

In presenza di clausole di "take-or-pay" all'interno di contratti di approvvigionamento a lungo termine di gas naturale, i volumi di gas non ritirati che determinino l'attivazione della clausola "pay", valorizzati alle formule di prezzo previste contrattualmente, sono rilevati nella voce "Aftre attività" come "defeired cost" in contropartita alla voce "Altri debiti" ovvero all'esborso effettuato per il relativo regolamento, i deferred cost stanziati sono imputati a conto economico: [1] all'atto dell'effettivo ritiro del gas naturale, partecipando alla determinazione del costo medio ponderato del magazzino; [ii] per la parte non recuperabile quando si configura l'impossibilità di ritirare il gas precedentemente non prelevato, secondo le tempistiche contrattualmente previste, inoltre i deferred cost stanziati sono

^[15] Ferria delle la/one di valore rocuperabile v, purno "Attività materia-l".

⁽¹⁰⁾ La syalutazione rievata in un poiodo inframuale non è eggetto di storna repotre nel caso incui, sulla base delle candizioni esistem in un poinco inframuale successivo, la svalutaziona avecbe stata minera ovvero non rilevara,

^[17] de precedenti accounting polary pravedevaro la rievazione all'attivo patrimonile del costi directamente attribuibili all'acquisizione della cliencia al verificarsi di tuttale seguenti condizioni: (i) I costi cactalizzas sono esterminati in maniera attendefe; (ii) esiste un contratto die vincole l'climate per un determinato per bost e plazi e probabile da l'ammontare dei costi capitalizzati venge recuperato atirow-gol incavigeneral data transazione diverzita ovvero, attroverso findesso di genalità in caso di «isotuzione amicipeta del contratto».

oggetto di valutazione, al fine di verificarne la recuperabilità economica,

confrontendo il loro valore di iscrizione con il relativo valore netto di realizzo determinato in analogia a quanto indicato per le rimanenze.

Stime contabili e gludizi significativi: svolutazioni di attività non finanziarie

Le attività non finanziarie sono svalutate quando eventi o modifiche delle circostanze fanno ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile

Gli eventi che possono determinare una svalutazione di attività non finanziarie sono variazioni nei piani industriali, variazioni nei prezzi di mercato che possono determinare minori performance operative, ridotto utilizzo degli impianti e, per gli asset minerari, significative revisioni in negativo delle stime delle riserve certe o incrementi significativi delle stime dei costi di sviluppo. La decisione se procedere a una svalutazione e la quantificazione della stessa dipendono dalle valutazioni della Direzione Aziendale su fattori complessi e altamente incerti, tra i quali, l'andamento futuro dei prezzi delle commodity, l'impatto dell'Inflazione. e dei migliorarnenti tecnologici sui costi di produzione, i profili produttivi e le condizioni della domanda e dell'offerta su scala globale o regionale. Analoghe considerazioni rilevano anche ai fini della verifica della recuperabilità fisica dei deferred cost (v. anche punto "Rimanenze") afferenti ai volumi di gas naturale non ritirati a fronte di contratti di approvvigionamento a lungo termine che prevedono clausole di "take-or-pay", nonché ai fini della verifica della recuperabilità delle attività per imposte anticipate (v, anche punto "Imposte sul reddito") che richiede l'attivazione di complessi processi di stima per la determinazione dell'esistenza di redditi imponibili futuri adeguati.

l'ilussi di cassa attesi utilizzati per la determinazione del valore recuperabile sono quantificati alla luce dello informazioni disponibili al momento della stima sulla base di giudizi soggettivi sull'andamento di variabili future -- quali i prezzi, i costi, i tassi di crescita della domanda, i profili produttivi - e sono attualizzari utilizzando un tasso che tiene conto del rischio inerente all'attività interessata.

Nef caso dell'attività mineraris, i flussi di cassa attesi sono stimati tenendo conto principalmente delle riserve certe sviluppate e non sviluppate. nonché, tra l'altro, dei costi attesi per le riserve da sviluppore e delle imposte sulla produzione. La stima del futuro livello di produzione è basata sul assunzioni relative al prezzo futuro delle commodito, ai costi di sviluppoed estrazione, al declino dei campi, alla domanda di morcato e altri fattori. La valorizzazione dei flussi di cassa associati alle commodity petrolifere è determinata sulla base delle informazioni desumibili dal mercato a termine, tenuto conto della liquidità e affidabilità espresse, delle indicazioni fornite da fonti specializzate indipendenti e dello previsioni del managementi in merito all'evoluzione dei fondamentali della domanda e dell'offerta.

STRUMENTI FINANZIARI¹⁶

ATTIVITÀ FINANZIARIE

In funzione delle caratteristiche dello strumento e del modello di business adottato per la relativa gestione, le attività finanziarie sono classificate nelle seguenti categorie: {i} attività finanziario valutate al costo ammortizzato; [ii] attività finanziarie valutato al fair value con imputazione degli effetti tra le altre componenti dell'utile complessivo (di seguito anche OCI); (iii) attività finanziarie valutato al fair value

con imputazione degli effetti a conto economico. La rifevazione iniziale avviene al fair value; per i crediti commerciali privi di una significativa componente finanziaria, il valore di rilevazione iniziale è rappresentato dal prezzo della transazione.

Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività finanziarie che generano flussi di cassa contrattuali rappresentativi esclusivamente di pagamenti di capitale e interessi sono valutate al costo ammortizzato se possedute con la finalità di incassame i flussi di cassa contrattuali (ed. business model hold to collect). Capplicazione del metodo del costo ammortizzato comporta la rilevazione a conto economico. degli interessi attivi determinati sulla base del tasso di interesse effettivo, delle differenze di cambio e delle eventuali svalutazioni19 (v. punto "Svalutazioni di attività finanziarie"].

Differentemente, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a OCI [di seguito anche FVIOCI] le attività finanziarie rappresentative di strumenti di debito il cui modello di business prevede la possibilità sia di incassare i flussi di cassa contrattuali sia di realizzarne il valore attraverso la cessione (cd. business mudel hold to collect and sell). In tal caso sono rilevati: (i) a conto economico gli interessi attivi, calcolati utilizzando il tasso di interesse effettivo, le differenze di cambio e le svalutazioni (v. punto "Svalutazioni di attività finanziarie"); (ii) a patrimonio netto, tra le altre componenti dell'utife complessivo, le variazioni di fair value dello strumento. L'ammontare cumulato delle variazioni di fair value, imputato nella riserva di patrimonio netto che accoglie le attre componenti di utile complessivo, è oggetto di reversal a conto economico all'atto dell'eliminazione con tabile dello strumento.

Un'atrività finanziaria reppresentativa di uno strumento di debito che non è valutata al costo ammortizzato o al FVTOCI è valutata al fair value con imputazione degli effetti a conto economico (di seguito FVTPL); rientrano in tale categoria le attività finanziarie possedute con finalità di trading. Gli interessi attivi maturati su attività finanziarie destinate al trading concorrono alla valutazione complessiva del fair value dello strumento e sono rilevati, all'interno dei "Froventi (oneri) finanziari", nella sottovoce "Proventi netti su attività finanziarie destinate al trading".

Quando l'acquisto o la vendita di attività finanziarie avviene secondo un contratto che prevede il regolamento dell'operazione e la consegna dell'attività entro un determinato numero di giorni, stabiliti dagli organi di controllo del mercato o da convenzioni del mercato [es. acquisto di titoli su mercati regolamentati), l'operazione è rilevata alla data del regolamento.

SVALL'TAZIONI DI ATTIVITÀ FINANZIARIE

La valutazione della recuperabilità delle attività finanziarie dappresentative di strumenti di debito non valutate al fair value con effetti a conto economico è effettuara sulla base del cosiddetto expected rradit loss model.

[18] Le accounting policy relative agistrum and finanziaris and state definite sulla base delle disposizioni dell'ERS 9"Summenti finanziari' in vigore del 2018, como privisto dal principia, l'applicazione delle ruove deposizioni a avvenura a partire dal 1º gennaio 2018 senza restolement dugli ese da youve a confighta, Con riferimento alle futilspecie applicato al Gruppo, le precedenti accounting policy in materia di strumenu finanziari provedevano, essonzialmente, (i) un differente modello di essatlicazione della attività finanziaria besata sulle categoria previste callo (45 39, (ii) è determinazione a rdevatione della svalutazioni di actività linanziarie al verificarsi di oblettive evidenze di pordite di velore (cd Incurred loss model), e (iii) disposizioni plu vinculanti por l'appreazione dell'hedge accuunting {principalinentn connecce alla verifica dell'efficacio della copernira). Per la descrizione della procedonal accounting policy si fa rinvio olla Relazione Finanziaria Annuale 2012. (19) licrodslie in altro actività tinanziarie valutati al cosco ammortizzato sono especti al netto del relealvo fondo svalutazione.

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In particolare, le perdite attese sono determinate, generalmente, sulla base del prodotto tra: [i] l'esposizione vantata verso la controparte al netto delle relative mitiganti (cd. Exposure At Default o EAD); [ii] la probabilità che la controparte non ottemperi alla propria obbligazione di pagamento (cd. Probability of Default o PD); (iii) la stima, in terminipercentuali, della quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default [cd. Loss Given Default o LGD] definita, sella base delle esperienze pregresse (serie storiche della capacità di recupero). e delle possibili azioni di recupero esperibili (ad es, azioni stragiudiziali, contenziosi legali, ecc.].

Con riferimento ai crediti commerciali e agli altri crediti, per la determinazione della probability of default delle controparti sono stati adottati i rating interni già utilizzati ai fini dell'affidamento commerciale, oggetto di verifica periodica, anche tramite analisi di back-testing; per le controparti rappresentate da Entità Statali ed in particolare per le National Oil Company, la probability of default, rappresentato essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, l Country Risk Premium adottati ai finidella determinazione dei WACC per l'impairment degli asset nun finanziari. Per la clientela per la quale non sono disponibili rating, la valutazione delle perdite attese è basata su una provision matrix, costruita raggruppando, ove opportuno, i crediti in cluster di clientela omogenei ai quali applicare percentuali di svalutozione definite sulla base dell'esperienza di perdite pregresse, rettificate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali in merito al rischio di credito della controparte o di cluster di controparti²⁰.

Considerate le caratteristiche dei mercati di riferimento, si considerano in default le esposizioni creditizie scadute da oltre 180 giorni ovvero, in ogni caso, le esposizioni creditizie in contenzioso o per le qualisono in corso azioni di ristrutturazione/tinegoziazione, Sono definite in contenzioso le esposizioni per le quali sono stati attivati o si è in procinto di attivare interventi di recupero dei credito tramite procedimenti legali/giudiziali. Le svalutazioni dei crediti commerciali e degli altri crediti sono rifevate nel conto economico, al netto delle eventuali riprese di valore, nella voce "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediți commerciali e altri crediti".

La recuperabilità dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa concessi a collegate e joint venture, rappresentativi nella sostanza di un ulteriore investimento nelle stesse, è valutata considerando anche gli esiti delle iniziative industriali sottostanti e gli scenari macroeconomici dei Paesi in cui le partecipate operano.

Stime cnntobili e giudizi significativi: svalutazioni di ottività finanziarie

La quantificazione delle svalutazioni di attività finanziarie comporta valutazioni del management su fattori complessi e altamente incerti quali, tra l'attro, la probabilità di default delle controparti (P3), l'existenza delle eventuali mitiganti dell'esposizione, la previsione sulla quantità di credito che non si riuscirà a recuperare in caso di default (I.GD), nonche il processo di clusterizzazione della clientela.

PARTEC(PAZION I MINORITARIE

Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, in quanto non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva di patomonio netto che accogrie le altre componenti dell'utile complessivo, sonza previsione del loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; differentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico alla voce "Proventi (oneri) su partecipazioni". La valutazione al costo di una partecipazione minoritaria è consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un'adeguata stima del fair value.

PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le oassività finanziarie, diverse dogli strumenti derivati, sono rilevate inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto, al netto dei costidi transazione direttamente attribuibili, e sono successivamente valutate al costo ammortizzato.

STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E HEDGE ACCOUNTING

Gli strumenti finanziari derivati, ivi inclusi quelli impliciti [cd. cmbedded derivative, vedi oltre) oggetto di separazione dal contratto principale, sono attività e passività rilevate al fair value.

Nell'ambito della strategia e degli obiettivi definiti per la gestione del rischio, la qualificazione delle operazioni come di copertura richiede: (i) fa verifica dell'esistenza di una relazione economica tra l'oggetto coperto e lo strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal fivello del rischio di credito di controporte; [ii] la definizione di un hedge ratio conrente con gli obiettivi di gestione del rischio, nell'ambito della strategia di risk management definita, operando, ove necessario, le appropriate azioni di riblianciamento [rebalancing]. Le modifiche degli obiettivi di risk management, il venir meno delle condizioni indicate in precedenza per la qualificazione delle operazioni come di copertura ovvero l'attivazione di operazioni di ribilanciamento determinano la discontinuazione prospettica, totale o parziale, della copertura.

Quando i derivati coprono il rischio di variazione del fair value degli strumenti oggetto di copertura [fair value hedge; es. copertura della variablittà del fair value di attività/passività a tasso fisso], i derivati sono valutati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere, a conto economico, le veriazioni del fair value associate al rischio coperto, indipendentemente dalla previsione di un diverso criterio. di valutazione applicabile generalmente alla tipologia di strumento.

Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa degli strumenti oggetto di copertura [cash flow hedge; es, copertura della variabilità dei flussi di cassa di attività/passività per effetto delle oscillazioni dei tassi di cambio}, le voriazioni del fair value dei derivati considerate efficaci sono inizialmente rilevate nella riserva di patrimonio netto che accoglie le attre componenti dell'utile complessivo e successivamente imputate a conto economico coerentemente agli effetti economici prodotti dall'operazione coperta. Nel caso di copertura di transazioni future che comportano l'iscrizione di un'attività odi una passività non finanziaria, le variazioni curculate del fair value dei derivati di copertura, rilevate nel patrimonio netto, sono imputate a rettifica del valore di iscrizione dell'attività/passività non finanziaria oggetto della copertura (cd. basis adjustment). Le variazioni del fair value dei derivati che non soddisfano le condizioni per essere qualificati come di copertura, ivi incluse le eventuali componenti inefficaci degli strumenti derivati di copertura, sono rilevate a conto economico.

[20] Per e esposizioni denvanti de operazioni lafragruppo, la capenta di recepero è assunta parti el 100% in consegnatione della possibilità di Intervente sul capicale delle partecipate per garentre la positione in bonis delle stesse

In particolare, le variazioni del fair value dei derivati non di copertura su tassi di interesse e su valute sono rifevate nella voco di conto economico "Proventi (oneri) finanziari"; differentemente, le variazioni del fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura su commodity sono rilevate nella voce di conto economico "Altri proventi foreri) operativi".

I derivati impliciti, incorporati all'interno di attività finanziarie, non sono oggetto di separazione contabile, in tali fattispecie, l'intero strumento ibrido è classificato in base ai criteri generali di classificazione delle attività finanziarie (v. punto 'Attività finanziarie"). Differentemente, i derivati impliciti incorporati all'interno di passività finanziarie e/o attività non finanziarie, sono scorporati se: (i) le caratteristiche economiche e i rischi del derivato implicito non sono strettamente legati alle caratteristiche economiche e ai rischi del contratto principale; [ii] lo strumento implicito oggetto di separaziune soddisfa la definizione di derivato; (iii) lo strumento ibrida nel suo complesso non è valutato al fair value con impatti a conto economico [FVFPL]. La verifica dell'esistenza di derivati impliciti da scorporare e valutare. separatamente è effettuata at momento in cui l'impresa entra a far parte del contratto e, successivamente, in presenza di modifiche nelle condizioni del contratto che determinino significative variazioni dei flussi di cassa generati dallo stesso.

Gli effetti economici delle transazioni relative all'acquisto o vendita di commodity stipulate a fronte di esigenze dell'impresa per il normate svolgimento dell'attività e per le quali è previsto il regolamento attraverso la consegna física dei bani stessi, sono rilevati per competenza economica (cd. normal sale and normal putchase exemption o own use exemption).

COMPENSAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Le attività e passività finanziarie sono compensate nello stato patrimoniale quando si ha il diritto legale alla compensazione, con enternente esercitabile, e si ha l'intenzione di regolare il rapporto su base netta (ovvero di realizzare l'attività e contemporaneamente estinguere la passività).

ELIMINAZIONE CONTABILE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ EINANZIARIE

Le attività finanziarie cedute sono eliminate dall'attivo patrimoniale quando i diritti contrattuali connessi all'ottenimento dei flussi di cassa associati allo strumento finanziario scadono ovvero sono trasferiti a terzi. Le passività finanziarie sono eliminate quando sono estinte, ovvero quando l'obbligazione specificata nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.

DISPON/BILITĂ L'QUIDE ED EQUIVALENTI

Le disponibilità llquide ed equivalenti comprendono la cassa, i depositi a vista, nonché le attività finanziarie originariamente esigibili, generalmente, entro 90 giorni, prontamente convertibili in cassa e sottoposte ad un irrilevante rischio di variazione di valore.

FONDI, PASSIVITÀ E ATTIVITÀ POTENZIALI

I fondi per rischi e onari riguardano costi e onari di natura determinata e di osistenza certa o probabile che afla data di chiusuro dell'esercizio sono indeterminati nell'ammontare o nella data di sopravvenienza. Gli accantonamenti sono rilevati quando: (i) è probabile l'esistenza di un'obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato; (ii) è probabile che l'adempimento dell'oobligazione sia oneroso; [iii] l'ammontare dell'obbligazione può essere stimato attendibilmente. Gli accantonamenti sono iscritti al valore

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rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa razionalmente pagherebbe per estinguero l'obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura dell'esercizio, gli accantonamenti relativi a contratti onerosi sono iscritti al minore tra il costo necessario per l'adempimento dell'obbligazione, ai netto dei benefici economici attesi derivanti dal contratto, e il costo per la risoluzione del contratto. Quando l'effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbilgazioni sono attendibilmente stimabili, l'accantonamento è determinato attualizzando al tasso medio dei debito dell'Impresa i flussi di cassa attesi determinati tenendo conto dei rischi associati all'obbligazione; l'incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è rifevato a conto economico alla. voce "Proventi [oneri] finanziari".

Ouando la passività è relativa ad attività materiali (es. smantellamento e ripristino siti], il fondo è rilevato in contropartita all'attività a cui si riferisce; l'imputazione a conte economico avviene attraverso il processo di ammortamento.

I costi che l'impresa prevode di sostenere per attuare programmi di ristrutturazione sono iscritti nell'esercizio in cui viene definito formalmente il programma e si è generata nei soggetti interessati la valida aspettativa che la ristrutturazione avrà luogo.

I fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime dei costi, dei tempi di realizzazione e del tasso di attualizzazione; le revisioni di stima sono imputate alla medesima voce di conto economico che ha precedentemente accolto l'accantonamento ovvero, quando la passività è relativa ad attività materiali [es. smantellamento e ripristino siti), le varlazioni di stima del fondo sono rilevate in contropartita alle attività a cui si riferiscono nei limiti dei relativi valori di iscrizione; l'eventuale eccedenza è rilevata a conto economico. Nelle note al bilancio sono oggetto di illustrazione le passività potenziati rappresentate da. [i] obbligazioni possibili, ma non probabili, 1 derivanti da eventi passati, la cul esistenza sarà confermata solo al 2 verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sot- $\rlap{/}{\mathcal{J}}$ to il controllo dell'impresa; (il) obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento è probabile che non sia oneroso. Le attività potenziali, ossia attività possibili che derivano da eventi passati e la cul esistenza sarà confermata solo dal verificarsi o meno di uno o più eventi futuri incerti non totalmente sotto il controlio dell'impresa, non sono rilevate saivo che l'ottenimento dei relativi benefici sia virtualmente certo. Nel caso in cui l'ottenimento dei benefici sia probabile, le attività potenziali sono illustrate nelle note al bitancio. Le attività potenziali sono periodicamente riesaminate al fine di valutare la probabilità di ottenere benefici economici da parte dell'impresa; nell'esercizio in cui l'attenimento dei benefici è diventato virtualmente certo, sono rilevati l'attività e il relativo provento.

Stime contabili e giudizi significative fondi smantellamenta. e ripristino siti, paesività umbientali e oltri fandi

Eni sostiene delle passività significative connesse agli obblighi di smatti tellamento delle attività materiali e di ripristino ambientale dei terreni o del: fondo marino al termine dell'attività di produzione. La stima dei costi futuri di smantellamento e di ripristino è un processo complesso e richiede l'apprezzamonto e il giudizio della Birezione Aziendale nella Vafutazione delle passívità da sostenersi a distanza di molti anni per l'adempimento di obblighi di smantellamento e di ripristino, spesso non compiutamente definiti da leggi, regolamenti amministrativi o clausole contrattuali. Inoltre, questi còbligh? rèsentano del costante aggiomamento delle tecniche e dei costi di

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smantellamento e di ripristino, nonché della continua evoluzione della sensibilità política e pubblica in materia di safute e di tutela ambientale. In considerazione dell'ampio arco temporate intercorrente tra il momento in cui sorge l'obbligazione e il relativo regolamento, le stime degli oneri da sostenere sono rifevate sulla base del loro valore attuate. Successivamente alla rilevazione iniziale, il valore dei fondi è aggiornato per riflettere il troscorrere del tempo e le eventuali variazioni di stima a seguito di modifiche dei flussi di cassa attesi, della tempistica della loro realizzazione, nonché dei tassi di atiualizzazione adottad. La determinazione del tasso di attualizzazione dautilizzare sia nella valutazione iniziale dell'onere sia nelle valutazioni successive è frutto di un processo complesso che comporta l'esercizio di un giudizio professionale da parte della Direzione Aziendale.

Come le altre società del settore, Eni è soggetta a numerose leggie regolamenti per la tutela dell'ambiente a livello comunitario, nazionale, regionale e locale, ivi incluse le leggi che attuano convenzioni e protocolli internazionali relativi alle attività nel campo degli idrocarburi, ai prodotti e alle altre attività svolte, i relativi costi sono accantonati quando è probabile l'esistenza di una passività onerosa e l'ammontare può essere stimato attendibilmente.

Sebbene Eni attualmente non ritenga che vi soranno effetti negativi particolarmente rifevanti sul bilancio consolidato dovuti al mancato risperto della normativa ambientale - anche tenuto conto degli interventi già effettuati, delle polizze assicurative stipulate e dei fondirischi accantonati - tuttavia non può essere escluso con certezza che Eni possa incorrere in ufteriori costi o responsabilità anche di proporzioni rifevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi tenuto conto, tra l'altro, dei seguenti aspetti: [i] la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in corso e da eseguire e gli altri possibili effetti derivanti dall'applicazione delle leggi vigenti in materia; (iii) gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente; [iv] gli effetti di aventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento ambientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, onche in relazione alla responsabilità di aftri soggetti e ai possibili indennizzi.

Oltre a rilevare le passività ambientali, gli obblighi di rimozione delle attività materiali e di ripristino dei siti. Eni effettua accantonamenti connessi prevalentemente ai contenziosi legali, commerciali e fiscali. La stima degli accantonamenti in queste materie è frutto di un processo complesso che comporta gludizi soggettivi da parte della llirezione Aziendale, con particolare rifermento agli ammontari darilevare in bilancio e al timing degli esborsi. Successivamente alla rilevazione iniziale, i fondi sono periodicamente aggiornati per riflettere le variazioni delle stime effettuate.

BENEFICI PER LOIPENDENTI

I benefici per i dipendenti sono le remunerazioni erogate dall'impresa în cambio dell'attività lavorativa svolta dal dipendente o in virtù della cessazione del rapporto di lavoro.

I benefici successivi al rapporto di lavoro sono definiti sulla base di programmi, ancorché non formalizzati, che in funzione delle loro caratteristiche sono distinti in programmi "a contributi definiti" e programmi "a benefici definiti". Nei programmi a contributi definiti l'obbligazione dell'impresa, limitata al versamento dei contributi allo Stato ovvero a un patrimonio o a un'entità giuridicamente distinta (cd. fondo), è determinata sulla base dei contributi dovuti.

La passività relativa ai programmi a banefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata ner competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all'ottenimento dei benefici. Gli interessi netti [cd, net interest] includent la componente di rendimento delle attività al servizio del piano e del costo per interessi da rilevare a conto economico. Il net interest è determinato applicando alle passività, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, il tasso di sconto definito per le passività; il net interest di pioni a benefici definiti è rilevato tra i "Proventi [oneri] finanziari".

Per i piani a benefici definiti sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo le variazioni di valore della passività netta [cd. rivalutazioni] derivanti da utili (perdite) attuariali, conseguenti a variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o a rettifiche basete sull'osperienza passata, e dal rendimento delle attività al servizio del piano differente dalla componente inclusa nel net interest. Le rivalutazioni della passività netta per benefici definiti, rilevate nella riserva di patzimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessive, non sono sucdessivamente riclassiticate a conto economico.

Le obbligazioni relative a benefici a lungo termine sono determinate adottando ipotesi attuariali; gli effetti derivanti dalle rivalutazioni sono rilevati interamente a conto economico.

PACAMENTI SASATI SU AZIONE

Il costo lavoro include, coerentemente alla natura sostanziale di retribuzione che assume, il costo del piano di incentivozione con pagamento basato su azioni²¹. Il costo dell'incentivazione è determinato con riferimento ai fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero. di azioni che saranno effettivamente assegnate; la quota di competenza dell'esercizio è determinata pro-rata temporis lungo il vesting period, ossia il periodo intercorrente tra la data dell'attribuzione (cd. grant date) e la data di assegnazione. Il fair volue delle azioni sottostanti il piano di incentivazione è determinato alla grant date ter endo conto delle previsioni în meritu al raggiungimento dei parametri di performance associati a condizioni di mercato (es. Total Shareholder Return) e non è oggetto di rettifica negli esercizi successivi; quando l'ottenimento del beneficio è connesso anche a condizioni diverse da quelle di mercato, la stima relativa a tali condizioni è riflessa adeguando, lungo il vesting period, il numero di azioni che si prevede saranno effettivantente assegriate. Al termine del vesting period, nel caso in cui il piano non assegni azioni ai partecipanti per il mancato raggiungimento delle condizioni di performance, la quota del costo afforente le condizioni di mercato non è oggetto di reversal a conto economico.

Some contabili e giudizi significativi: bunefici per i dipendenti e pagomenti basati su ozioni

I programmi a benefici definiti sono valutati sulla base di eventi incerti e di ipotesi attuariali che comprendono, tra le altre, i tassi di sconto, il livello delle retribuzioni future, i tassi di mortalità, l'età di pensionamento e gli andamenti futuri delle spese sanitario coperte.

Le principali assunzioni utilizzate per la quantificazione di tali benefici sono determinate come segue: [i] i tassi di sconto e di inflazione si basano sui tossi che maturano su titoli obbligazionari corporate di elevata qualità (ovvero, in assenza di un "deep market" di tali titoli, sui rendimenti dei titoli di stato) e sulle aspettative inflazionistiche dell'area valutaria di riferimento; (ii) il ilvello delle retribuzioni future

(21) k pisho diingemivazione basato su axioni attedmente in estere è acap approvato dall'Assembleo del 13 aprile 2017 a provincia regisamento tramite azioni properte.

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contraction of the matter

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è determinato sulla base di elementi quali le aspettative inflazionistiche, la produttività, gli avanzamenti di cerriera e di anzianità; [iii] il costo futuro delle prestazioni sanitarie è determinato sulla base di elementi quali l'andamento presente e passato dei costi delle prestazioni sanitarie, comprese assunzioni sulla crescita inflativa di tali costi, e le modifiche nelle condizioni di satute degli aventi diritto; [iv] le assunzioni demografiche riflettono la migliore stima dell'andamento di varjabili, quali ad esempio la mortalità, il turnovor e l'invalidità relative alla popolazione degli aventi diritto.

Normalmente si verificano differenze nel valore della passività (attività) netra del piani per benefici ai dipendenti derivanti dalle cd. rivalutazioni rappresentate, tra l'altro, dalle modifiche delle lpotesi attuariali utilizzate, dalla differenza tra le ipotesi attuariali precedentemente. adottate e quelle che si sono effettivamente realizzate è dal differente rendimento delle attività al servizio del piano rispetto a quello considerato nel net interest.

Analogamente a quanto riscontrabile nella determinazione del fair value degli strumenti finanziari, l'utilizzo di tecniche di valutazione complesse e l'identificazione tramite l'esercizio di giudizi articolati e/o soggettivi delle ipotesi da adottore nella valutazione, caratterizza inoltre le attività per la stima del valore di mercato delle azioni sottostanti i piani di incentivazione.

AZ/ONI PROPRIE

Le azioni proprie, ivi incluse quelle detenute al servizio di piani di incentivazione azionaria, sono rilevate al costo e iscritte a riduzione del patrimonio netto. Gli effetti economici derivanti dalle eventuali vendite successive sono plevati nel patrimonio netro.

RICAVI DA CONTRATTI CON LA CLIENTELA²²

La rifevazione dei ricavi da contratti con la clientela è basata sui seguenti cinque step; [i] identificazione del contratto con il cliente; (ii) identificazione delle performance obligation, rappresentate dalle promesse contrattuali a trasferire beni e/o servizi a un cliente; (iii) determinazione del prezzo della transazione; (iv) allocazione del prezzo della transazione alle performance obligation identificate sulla base del prezzo di vendita stand alone di clascun bene o servizio; (v) rilevazione del ricavo quando la relativa performance obligation risulta soddisfatta, ossia all'atto del trasferimento al cliente del bene o servizio promesso; il trasferimento si considera completato quando il cliente ottiene il controllo del bene o del servizio, che può avvenire nel continuo (over time) o in uno specifico momento tomporale (at a point in time]. Con riferimento ai prodotti venduti più rifevanti per Eni, il momento del riconoscimento dei ricavi coincide genoralmente:

• per i greggi, con la spedizione;
• per il gas naturale e l'energía elettrica, con la consegna al cliente;
• per i prodotti petroliferi venduti sul mercato rete, con la consegna alle stazioni di servizio; per le aftre vendite di prodotti petroliferi, con la spedizione;

per i prodotti chimici e per gli altri prodotti venduti, con la spedizione. I ricavi derivanti dalla vendita del greggio e del gas naturale prodotti in campi dove Eni detiene un interesse congiuntamente con altri produttori sono iscritti sulla base delle quantità effettivamente vendute [sales method); i costi sono rilevati coerentemente alle quantità vendute27.

f ricavi sono ritevati per l'ammontare pari al fait value del corrispettivo a cui l'impresa ritiene di aver diritto in cambio dei beni e/o servizi promessi al cliente, con esclusione dogli importi incassati per conto di terzi. Nei determinare il prezzo della transazione, l'ammontare del corrispettivo è rettificato per tener conto dell'effetto finanziario del tempo, nel caso in cui il timing dei pagamenti concordato tra le parti attribuisce ad una di esse un significativo benefício finanziario. Il corrispettivo non è oggetto di rettifica per tener conto dell'effetto finanziario del tempo se all'inizio del contratto si stima che la dilazione di pagamento sia pari o inferiore ad un anno.

In presenza di un corrispettivo variabile, l'impresa stima l'ammontare del corrispettivo a cui avrà diritto in cambio del trasferimento dei beni e/o servizi promessi al cliente; in particolare, l'ommontare del corrispertivo può variare in presenza di sconti, rimborsi, incentivi, concesșioni sul prezzo, bonus di performance, penalită o qualora il prezzo stesso dipenda dal verificarsi o meno di taluni eventi futuri.

Se un contratto assegno al cliente un'opzione ad acquistare beni 5 servizi aggiuntivi, gratuitamente o a prezzi scontati (ad es. incentivi di vendita, punti premio del cliente, ecc.], tale opzione rappresenta una performance obligation distinta del contratto solo se l'opzione attribulses af cliente un diritto significativo che non potrebbe vantare se non avesse sottoscritto il contracto.

Le permuse tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto hon rappresentative di operazioni di vendita, non determinano la rilevazione di ricavi.

Stime contabili e giudizi sign!ficativi: ricavi da contratti con la clientela

l ricavi per la vendita di energia elettrica e gos a clientela retail comprendono lo stanziamento per le forniture intervenute tra la data dell'ultima lettura (effettiva o stimata) dei consumi fatturata e il termine dell'esercizio. Tali stanziamenti tengono conto delle informazioni ricevute dai trasportatori e dai distributori in riferimento sid alle quantità allocate tra i vari utenti delle reti secondarie sia ai consumi effettivi e stimati della clientela, nonché degli altri fattori, considerati dalla Direzione Aziendale, che possono influire sui consumi. Lo stanziamento dei ricavi è pertanto l'esito di una stima complessa bagata. sui volumi distribuiti ed allocati, comunicati da terzi, suscettibili di essere conguagliati, così come prevede la normativa di riferimento, fino al quinto anno successivo. In funzione delle obbligazioni assunte in merito ai punti di consegna delle forniture, i ricavi per la venditadell'energia elettrica e del gas a clientela retail includono i costi relativi al servizio di trasporto e dispacciamento e sono rilevati in misura pari all'ammontare lordo del corrispettivo a cul si roputa di aver diritto.

COSTI

i costi sono iscritti quando relativi a beni e servizi venduti o consumiti nell'esercizio a per ripartizione sistematica ovvero quando pon si possa identificare l'utilità futura degli stessi.

I costi relativi alle quote di emissione, determinati sulla dase defiorez zi di mercato, sono rilevati limitatamente alle quote di emissioni dianidride carbonica eccedenti le quote assegnate. I costi relativi all'ac¹² quisto di diritti di emissione in eccesso rispetto alla quantità nocessaria a soddisfare gli obblighi normativi, sono capitalizzati e rilevati:

[23] La precadent' accounting policy [emiliement mathod] preversivano chalificativant dalla vendita del grappia del grandruce amdacti in campi dove Enidedancy un marresse consumannente con ary producer i assero iscritti in proposione alla uramità monota di spettanza in applicazione di tole monota, le posizioni patimonali derivanti di riuro di querune superiori a inferiari risaetto alle quare disportante (liiting imbalande) verivano rappresentate rispenvonnante come dobiti e crediti e valorizzate si prezzi correnti alla chiusura del periodo

⁽³²⁾ Per la descrizione delle precedenti accounting policy in materia ul ricavi, si fa rinvio olla Relazione Envirositi konnua e 2017.

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tra le attività immateriali. I proventi relativi alle quote di emissione sono rilevati all'atto del realizzo attraverso la cessione. In caso di cossione, ove presenti, si ritengano venduti per primi i diritti di emissione acquistati. I crediti monetari assegnati in sostituzione dell'assegnazione gratuita di quote di emissione sono rilevati in contropartita alla voce "Altri ricavi e proventi".

I canoni relativi a leasing operativi sono imputati a conto economico. Jungo la durata del contratto.

I costi volti all'acquisizione di nuove conoscenze o scoperte, allo studio di prodotti o processi alternativi, di nuove tecniche o modelli, alla progettazione e costruzione di prototipi o, comunque, sostenuti per altre attività di ricerca scientifica o di sviluppo tecnologico che nonsoddistano le condizioni per la foro rilevazione all'attivo patrimoniale (v. anche punto "Attività immateriali") sono considerati costi correntie rilevati a conto economico nell'esercizio di sostenimento.

DIFFERENZE CAMBIO

l ricavi e i costi relativi a operazioni in vatuta diversa da quella funzionale sono iscritti al cambio corrente del giorno in cui l'operazione è comoluta i

Le attività e passività monetarie in valuta diversa da quella funzionale sono convertite nella valuta funzionale applicando il cambio corrente alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento, con imputazione dell'effetto a conto economico nella voce "Proventi (oneri) finanziari" o, se qualificate come strumenti di copertura dal rischio di cambio, nella voce che accoglie gli effetti economici prodotti dall'oggetto della copertura. Le attività e passività non monetarie espresse in valuta diversa da quella funzionale, valutate al costo, sono iscritte al cambio di rifevazione iniziale; quando la valutazione è effettuata al fair value ovvero al valore recuperabile o di realizzo, è adottato il carribio corrente alla data di determinazione di tale valore.

DIVIDENOI

I dividendi sono rilevati alla data di assunzione della delibera da parte dell'assemblea, salvo quando sia ragionevolmente certa la cessione deile azioni prima dello stacco della cedola.

IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito correnti sono calcotate sulla base della stima del reddito imponibile; il debito previsto è rilevata alla voce "Passività per imposte sul reddito correnti". I debiti e i crediti per imposte sul reddito correnti sono rilevati al valore che si prevede di pagare/recuperare alle/ dalle autorità fiscali applicando le aliquote e le normative fiscali vigenti o sostanzialmente approvate alla data di chiusura dell'esercizio.

Le Imposte sul reddito differite e anticipate sono calcolate sulle differenze temporanee tra i valori delle attività e delle passività iscritte in bilancio e i corrispondenti valori riconosciuti fiscalmente sulla base delle sliquote e della normativa applicabili negli esercizi in cui la differenza temporanea si annulierà, approvate o sostanzialmente approvate alle data di chiusura dell'esercizio di riferimento del bilancio. Le attività per imposte anticipate sono rilevate quando il loro recupero. è considerato probabile, ossia quando si prevede la disponibilità di un reodito imponibile, nell'esercizio in cui si annullerà la differenza temporanea, tale da consentire di attivare la deduzione fiscafe. Analogamente, nei limiti della loro recuperabilità, sono rifevati i crediti di imposta non utilizzati e le imposte anticipate sulle perdite fiscali. La recuperabilità delle attività per imposte anticipate è verificata con poriodicità, almeno, annuale.

Le attività per imposte sul reodito caratterizzate da elementi di incertezza sono rilevate quando il loro ottenimento è ritenuto probabile.

In relazione alle differenze temporanee imponibili associate a partecipazioni in società controllate e collegate, nanché a interessenze in accordi a controllo congiunto, la relativa fiscalità differita passiva non viene rilevata nel caso in cui il portecipante sia in grado di controllare il rigiro delle differenze temporanee e sia probabile che esso non si verifichí nel futuro prevedibile.

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti e sono compensate a livello di singola impresa se riferite a imposte compensabili. Il saldo defla compensazione, se attivo, è iscritto alla voce "Attività per imposte anticipate": se passivo, alla voce "Passività per imposte differite". Duando i risultati delle aperazioni sono rilevati direttamente a patrimonio nesto, le relative imposte correnti, anticipate e differite sono anch'esse rilevate a patrimonio notto.

ATTIVITÀ DESTINATE ALLA VENDITA E DISCONTINUED OPERATION

Le attività non correnti è le attività correnti e non correnti dei gruppi in dismissione sono classificate come destinate alla vendita se il relativo valore di iscrizione sarà recuperato principalmente attraverso la vendita anziché attraverso l'uso continuativo. Questa condizione si considera rispettata cuando la vendita è altamente probabile e l'attività o il gruppo in dismissione è disponibile per una vendita immediata nelle sue attuali condizioni. In presenza di un programma di vendira di una controllata che comporta la perdita del controlio, tutte le attività e passività di tale partecipata sono classificate coine destinate alla vendita, a prescindere dal fatto che, dopo la cessione, si mantenga o meno una quota di partecipazione non di controllo.

Le attività non correnti destinate alla vendita, le attività correnti e non correnti afferenti a gruppi in dismissione e le passività direttamente associabili sono rilevate nello stato patrimonlale separatamente dalle altre attività e passività dell'impresa.

Immediatamente prima della classificazione come destinate alla vendita, le attività non correriti e/o le attività e le passività rientranti ln un gruppo in dismissione sono valutate secondo i principi contabili ad esse applicabill. Successivamente, le attività non correnti destinate alla vendita non sono oggetto di ammortamento e sono valutate al minore tra il valore di iscrizione e il relativo fair value, al netto dei costi di vendita. La classificazione di una partecipazione valutata secondo il metodo del patrimonio netto, o di una quota di tale partecipazione, come attività destinata alla vencita, implica la sospensione dell'applicazione di tale criterio di valutazione all'intera parfecipazione o alla sola quota classificata come attività destinata alla vendita; pertanto, in queste fattispecie, la valutazione. avviene al minore tra il valore di iscrizione, rappresentato dal valore dedvante dall'applicazione del metodo del patrimonio netto alla data della ricfassifica, e il fair value al notto dei costi di vendita. Le eventuali quote di partecipazione non classificate come attività destinate alla vendita contipuano ad essere valutato secondo il metodo del patrimonio netto fino alla conclusione del programma di vendita. Successivamente alla cessione, la quota di partecipazione residua è valutata applicando i criteri indicati al precedente punto "Partecipazioni minoritarie", salvo che la stessa, in relazione alla classificazione attribuitale, continui ad essere valutata secondo il metodo del patrimonio netto.

L'eventuale differenza tra il valore di iscrizione delle attività non correnti e il fair value al netto dei costi di vendita è imputata a conto economico. come svalutazione; le eventuali successive riprese di valore sono rile-

vate sino a concorrenza delle svalutozioni rifevate in precedenza, ivi incluse quelle riconosciute anteriormente alla qualiticazione dell'attività come destinata alla vendita.

Le attività non correnti classificate come destinate alla vendita e i gruppi in dismissione costituiscono una discontinued operation se, alternativamente: (i) rappresentano un ramo autonomo di attività significativo o un'area geografica di attività significativa; [ii] fanno parte di un programma di dismissione di un significativo ramo autonomo. di attività o un'area geografica di attività significativa; o {iff} sono una controllata acquisita esclusivamente al fine della sua vendita. I risultati delle discontinued operation, nonché l'eventuale plusvalenza/minusyalenza reglizzata a seguito della dismissione, sono indicati distintamente nel conto economico in un'apposita voce, al netto dei relativi effetti fiscali; i valori economici delle discontintred operation sono indicati anche per gli esercizi posti a confronto.

Duando si verificano eventi che non consentorio più di classificare le attività non correnti o i gruppi in dismissione come destinati alla vendita, gli stessi sono riclassificati nelle rispettive voci di stato patrimoniale e rilevati al minore tra; (i) li valore di iscrizione alla data di classificazione come destinati alla vendita, rettificato degli ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore che sarebbero stati rilevati qualora le attività o il gruppo in dismissione non fossero stati qualificati come destinati alla vendita, e (ii) il valore recuperabile alla data della riclassifica. Se l'interruzione del piano di vendita riguarda una controllata, una joint operation, una joint venture o una collegata, ovvero una quota di partecipazione in una joint venture. o in una collegata, sono rideterminati i vatori presentati in bilancio sin dal momento della classificazione come held for sale/discontinued operation.

VALUTAZIONI AL FAIR VALUE

Il fair value è il prezzo che si percepirebbe per la vendita di un'attività ovvero che si pagherebbe per il trasferimento di una possività in una regolare transazione tra operatori di mercato (ossia non lo una liquidazione forzosa o in una vendita sottocosto) alla data di valutazione (cd. exit price).

La determinazione del fair value è basata sulle condizioni di mercato esistenti alla data della valutazione e sulte assunzioni degli operatori di mercato [market-based]. La valutazione del fair value suppone che l'attività o la passività sia scamblata nel mercato orincipale o, in assenzadello stesso, nel più vantaggioso a cui l'impresa ha accesso, indipendentemente dall'intenzione della società di vendere l'attività o di trasferire la possività nogetto di valutazione.

La determinazione del fair value di un'attività non finanziaria è effettuata considerando la capacità degli operatori di mercato di generare benefici economici impiegando tale attività nel suo massimo e migliore utilizzo, o vendendola ad un altro operatore di mercato che la implegherebbe nel suo massimo e migliore utilizzo.

La determinazione del massimo e migliore utilizzo dell'asset è effettuata dal punto di vista degli operatori di mercato anche nell'ipotesi in cui l'impresa intenda effettuarne un utilizzo differente; si presume che l'utilizzo corrente da parte della società di un'attività non finanziaria sia il massimo. e migliore utilizzo della stessa, a meno che il mercato o altri fattori non

suggeriscano che un differente utilizzo da parte degli operatori di mercato sia în grado di massimizzarne li valore.

La valutazione del fair value di una passività, sia finanziaria che non fipanziaria, o di un proprio strumento di equity, in assenza di un prezzo quatato, è effettuata considerando la valutazione della corrispondente attività posseduta da un operatore di mercato alla data della valutazione. Il fair value degli strumenti finanziari è determinato considerando il rischio di credito della controparte di un'attività finanziana (cd. Credit Valuation Adjustment o EVA) e il rischio di inadempimento di una passività finanziaria da parte dell'entità stessa (ed. Debit Valuation Adjustment o DVA],

In assenza di quotazioni di mercato disponibili, il fair value è determinato utilizzando tecniche di valutazione, adeguate alle circostanze, che massimizzino l'uso di input osservabili rilevanti, riducendo al minirco l'utilizzo di input non osservabili.

Stime contabili e giudizi significativi: fair value

La determinazione del fair value, ancorché basata sulle migliori informazioni disponibili e sull'adozione di adeguate metodologie e tecniche di valutazione, risulta intrinsecamente caratterizzata da elementi di afeatorietà e dall'esercizio di un giudizio professionale e potrebbe determinare previsioni di vatori differenti rispetto a quelli che si andranno effettivamente a realizzare.

2ⁱ Schemi di bilancio²⁴

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e non correnti, quelle del conto economico sono classificate per natura⁸⁵. Le attlvità e le passività sono classificate come correnti se: [i] la loro realizzazione/estinzione è prevista nel normale ciclo operativo aziendale o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; (ii) sono costituite da disponibilità liquide o disponibilità liquide equivalenti che non presentano vincoli tali da limitarne l'utilizzo nei dodici mesi successivi alla data di chiusura dell'esercizio; o [iii] sono detenuto principalmente cori finalità di tradlog. Gli strumenti derivati posti in essere con finalità di trading sono clossificati tra le componenti correnti, indipendentemente dalla maturitu date. Gli strumenti derivati non di copertura, posti in es sere con finalità di mitjgazione di rischi ma privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting, e gli strumenti derivati di copercula sono classificati come correnti quando la loro realizzazione è prevista entro i dodici mesi successivi alla data di chlusura dell'esercizio; differentemente, sono classificati tra le componenti non correnti. If prospetto dell'utile (perdita) complessivo indica il risultato economi-

co integrato dei proventi e oneri che per espressa disposizione degli IFRS non sono rilevati a conto economico.

Il prospetto delle variazioni nelle voci dei patrimonio netto presenta l'utile [perdita] complessivo dell'esercizio, le operazioni corygli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.

'hetoori Lo schema di rendiconto finanziario è predisposto secondo il indiretto", rettificando l'utile dell'esercizio delle componenti di natura. non monetaria.

{24} Contiferimento agi mpatti sugs schemi di bilancio connessi con fentrata in vigore del 1" gennalo 2018 del nuov principi contadli, nonché alle altre modifiche apportete agli schomi di bitancio, v. punto 'Horllica del cràcci contabili

(25) Le informationi celative agé strument finanzian' secondo is dossidizatione prevista dagli FRS sono ex llome alla nom 27 - Garanzie, impegni erischi - Alse Informationi sugli strumenti linanziari.

$83942/660$

5 Modifica dei criteri contabili

Con i Regolamenti n. 2016/1905 e 2017/1987 emessi dalla Cominissione Europea, rispettivamente, în data 22 settembre 2016 e 31 ottobre 2017 sono stati omologati l'IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti" e il documento "Chiarimenti dell'IFRS 15 Ricavi provenienti da contratti con i clienti" che definiscono i criteri di rilevazione e valutazione dei ricaviderivanti da contratti con la clientela (di seguito citati come IFRS 15). L'IFRS 15 è stato adottato dal 1º gennaio 2018, avvalendosi della possibilità, consentita dalle disposizioni transitorie del principio contabile, di rilevare l'effetto connesso alla rideterminazione retroattiva dei valori nel patrimonio netto al 1º gennaio 2018, avendo riguardo alle fattispecio esistenti a tale data, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confronto. In particolare, l'odozione dell'IFRS 15 ha com-

portato una riduzione del patrimonio natto di £49 milloni derivante da: [i] una variazione negativo di €103 milioni [€259 milioni al lordo dell'effetto fiscale) per il settore Exploration & Production, relativa alla rappresentazione dei ritiri di prodotto superiori o inferiori alla quota di spettanza nell'iniziariva mineraria (ed. lifting imbalance) con la rilevazione dei ricavi in bose alle effettive quantità vendute (cd. sales method), anziché sulla base delle quote di spettanza (ed. entitlement method); i cesti sono rilevati coarentemente alle quantità vendute, l'aduzione del sales method comporta include the le posizioni di underlifting (prelievi

lement method slano richassificate nelle aitre attività e passività; (ii) una variazione positiva di €60 milioni (€87 milioni al lordo dell'effetto fiscale) relativa alla capitalizzazione dei costi connessi con l'acquisizione della clientela del settore Gos & Power al netto del relativo ammortamento;

inferiori alla quota di spettanza) e di overlifting (prelievi superiori alla

quota di spettanza) rappresentate come crediti e debiti secondo l'entit-

[iii] una variazione negativa di €6 milioni delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto.

L'IFRS 9 "Strumenti finanziari" (di seguito IFRS 9), amologata con il Regolamento n. 2016/2067 emesso dalla Commissione Europea in data 22 novembre 2016, è stato adottato a partire dal 1º gennaio 2018. Come consentito dalle disposizioni transitorie del principio contabile. anche in considerazione della complessità di rideterminare i valori all'inzio del primo osercizio presentato senza l'uso di ciementi noti successivamente, gli effetti della prima applicazione dell'IFRS 9 in materia di classificazione e valutazione, ivi incluso l'impairment, delle attività finanziarie, sono stati rilevati nel patrimonio netto al 1º gennaio 2018, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti postila confronto; relativamente all'hedge accounting, l'adozione delle nuove disposizioni non ha prodotto effetti significativi.

In particulare, l'adozione dell'IFRS 9 ha comportato un incremento del patrimonio netto di €294 milioni riferibile per €681 milioni all'allineamento al fair value delle partecipazioni minoritarie precedentemente valutate al costo, parzialmente assorbito dalle maggiori svalutazioni per effetto dell'adozione dell'expected credit loss model per £356 milioni di crediti commerciali e altri crediti (£427 milioni al lordo dell'effetto fiscale] e dalla riduzione del valore di iscrizione delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto per€31 milioni,

Come indicato nel punto "Criteri di valutazione", relativamente alla valutazione delle partecipazioni minoritarie, Eni si è avvalsa della possibilità di designare le partecipazioni minoritarie, possedute al 1º gennaio 2018, come attività valutate al FVTOCI.

Inoltre, con riferimento alla classificazione e valutazione delle attività finanziarie, Enlisi è avvalsa della possibilità di riclassificare il portafoglio di attività finanziarie precedentemente classificate corre disponibili per la vendita, all'interno delle attività finanziarie valutate al EVTPL (£207 milioni), tenendo conto dei fatti e delle circostanze esistenti ol 1º gennaio 2018.

Il breakdown degli effetti quantitativi e delle riclassifiche²⁵ sopracitati, derivanti dalla prima applicazione, al 1º gennaio 201847, dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15, è di seguito riportato:

.
የአንድ የአማራ የአማራ በአማራ በአማራ አማራ አማራ የአማራ አማራ አንድ የአማራ አማራ አብዛኛ አስታው በአምራር መልክ የአማራ አመራ አመራሪ ተጀመረው የአማራ አማራ አማራ አማ

	يعلوههن	Tingli geologiczne (Applicaziona) ्जुमङ्ग्रह	∵ HRS 15.	Britanniche (Spokräckene)	‱anan C 藩能或動動管	-32000 ii: Anipath ANK 00
(€ milioni)
Voci di bilancio	36,433	[427]			[799]	35.634
Atrivjtà correnti			(372)	207	202	5.219
- di cui: Attività finanziarie destinate al tradino	6.012
- di cui: Attività finanzinzie disponibili per la vendita.	207			(207)	(207)
- di cui: Altre attivitò finonziane correnti.	316					315
- di cui: Erediti commerciali e altri crediti	15.421	(427)	[372]	[456]	(1.265)	14.156
- di cui: Altre attività correnti	1.573			455	466	2.039
Attività non correnti	78.172	721	247		96B	79.140
- di cui: Attività immoteriali	2.925		87		87	3.012
- di cui: Partecipazioni valutate con li metodo del potrimonio nerro	3.511	[31]	(6)		(37)	3.474
- di çui: Altre partecipazioni -	219	681			681	900
- di cui: Attività per impaste anticipate.	4,078	71	166		237	4.315
Passività correnti .	24.735		[113]		$[113]$	24.622
- di cui: Debiti commerciali è altri debiti	16.748		{113}	[1.330]	(1.443)	15.305
- di cui; Altre possività correnti	1.515			1.330	1.330	2,845
Passività non correnti	42.027		37		37	42.064
- di sui: Possività per imposte differite	5.900		37		32	5.937
Forale patrimonio netto	48,079	294	(49)		245	40.324

[26] In applications delifFRS LS, gs accomic anticipida clientia oreve termine sono stati riciaes flaci dalle voce "Orbiti commerciali e altri debtiti nella voce "Attre passività comerci delle stata potrinoniale el line di presentare consumemente con le alcre passività correnti da contrasti con la difere le fa la fidelozazione, risconti passivi, etc. i già diferente al mitomo di fale vace [27] A pacine del 1° gennaio 2018 sono inoltre encrate in vigere le disposizioni dell'interpretazione (FMC 22° Operazioni in valuta estera e antiopi", che non ha non produtto effetti significativi.

ļ in anglica
Difter

consequent controls when

$\frac{3}{2}$

ş

$8394266$

Con riferimento all'esercizio 2018, l'applicazione delle precedenti disposizioni in materia di revenue recognition non produce effetti significativi sulle voci economiche, patrimoniali e finanziarie.

Di seguito è fornita, per ciascuna tipologia di attività finanziaria che è stata oggetto di rettifiche/riclassifiche per effetto dell'applicazione dell'IF85 9, l'indicazione: (i) della categoria di valutazione definita in base allo IAS 39; {ii) della nuova categoria di valutazione definita in base all'IFRS 9; [iii] dei valori di iscrizione determinati in base allo IAS 39, rilevati al 31 dicembre 2017, e dei valori di iscrizione determinati în base all'IFRS 9 al 1º gennaio 2018:

		i - Bespira i God.			Chattleby shamaliters Portazio
[Emilien] Attività fraanziarie
Astività (inonziarle destinate al trading-	lleid for trading	FVTPL	6.012		207		6.213
Atsività finanziazie disponici li per la vendita.	Available-for-sale	FVTPL	202		12071
Erediti commerciali e altri crediti ce a l	Finanziamenti e crediti	Casto ammortizzato,	15.421	[427]		[63B]	14.156
Altre partecipazioni.	Costo	EVTOCI	219.	G01			900
iatale.			21.859	254		[838]	21.275

(*) Le attre variagioni derivano dalle rettifiche e riclassifiche ex IFRS 15 dei crediti per under lifting in applicazione del soles methud.

(**) Rispetto ai valori presentati neko schema distato patrimonisie al 31 dicembre 2017, la vece non include più licreual finanziari che sono scati isdassificati all'interno della nunva vece "Altre attiwità finanz/arie correixil".

l'adozione delle nuova disposizioni ha comportato inoltre l'aggiornamento delle voci degli schemi di bilancio; in particolare:

• nello schema di conto economico: (i) per effetto dell'entrata in vigore dell'IFRS 9, è stata inserita una specifica voce per accogliere le svalutazioni/riprese di valore dei crediti commerciali e degli altri crediti. (denominata "Riprese di valore (svalutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti"]; in precedenza tali componenti erano rilevate afl'interno della voce "Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi". Al fine di consentire un confronto omogeneo, toli componenti relative agli esercizi posti a confronto, determinate secondo le precedenti disposizioni in materia di strumenti finanziari, sono state riclassificate all'Interno della nuova voce; e [ū] è stata ridenominata la voce "Riprese di valore (svalutazioni) nette" in "Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali";
• nei prespetto dell'utile (perdita) complessivo, è stata inserita una nuova voce che include le variazioni del fair value delle partecipazioni minoritarie designate come valutate al FVTBCI, all'interno delle componenti non riclassificabili a conto economico.

Inoltre, con riferimento allo schema di stato patrimoniale rilevano le seguenti ulteriori modifiche:

• i crediti finanziari correnti sono stati riclassificati dalla voce "Crediti commerciali e altri crediti" alla nuova voce "Altre attività finanziarie correnti"; questa nuova articolazione delle voci dello schema è stata operata al fine, essenzialmente, di separare le esposizioni commerciali e diverse da quelle finanziarie in quanto caratterizzate da origination, profili di rischio e processi di valutazione differenti;
• l'articolazione delle voci che compongono il patrimonio netto di Eni è stata modificata al fine di presentare separatamente le componenti più significative del patrimonio netto.

4 Principi contabili di recente emanazione

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA Con il Regolamento n. 2017/1986 emesso dalla Commissione Euro-

pea in data 31 ottobre 2017 è stato omologato : IFRS 16 "Leasing" [di seguito IFRS 16), che sostituisce la IAS 17 e le relative interpretaziopi, In particolare, l'IFRS 16 definisce il leasing come un contratto che attribuisce alle imprese che operano quali locatari (lessee) il diritto d'uso di un asset per un determinato periodo di tempo in cambio di un corrispettivo. Il nuovo principio contabile elimina la classificazione dei feasing come operativi o finanziari ai fini della redazione del bilancio delle imprese che operano quali locatori (lessee); in parte colare, per tutti i contratti di leasing con durata superiore ai 12 mesi è richiesta:

• nello stato patrimoniale, la rilevazione di un'attività, rappresentativa del diritto d'uso del bene (di seguito anche "right-of-use as, set"], c di una passività (di seguito anche "lease liability"), rag/ presentativa dell'obbligazione ad effettuare i pagamenti previsti dal contratto: come consentito dal principio, è prevista la rilevazione del right-of-use e della fease liability in voci distinte rispetto alle altre componenti patrimoniali;
• nel conto economico, tra i costi operativi, la rifevazione degli ammortamenti dell'attività per diritto d'uso e, nella sezione finanziaria, la rilevazione degli interessi passivi maturati sulla lease liability, se non aggetto di capitalizzazione, in luogo dei canoni di leasing operativi rilevati tra i costi operativi secondo le previsioni del principio contabile [IAS 17] in vigore sino all'esercizio 2018. Nel caso in cui gli ammortamenti dell'attività per diritto d'uso i gli interessi passivi maturati sulla lease liability siano diretta mente associati alla realizzazione di asset, essi sono capitalizzati su tali asset e successivamente rilevati a conto economico tramite il processo di ammortamento/svalutazione ovvero come radiazione, essenzialmente nel caso di asset esplorativi. Il conto economico includerà inoltre: (i) i cononi relativi al contratti di leasing di breve durata e di modico valoro, come consentito in via semplificata dall'IFRS 16; e [ii] i canoni variabili di leasing, non inclusi nella determinazione della lease liability (ad es. canoni basati sull'utilizzo del bene iocato];

nel rendiconto finanziario, la rifevazione dei rimborsi della lease liability all'interno del fiusso di cassa netto da attività di finanziamento. Givinteressi passivi sono rilevati nel flusso di cassa netto da attività operativa, se imputati a conto economico, ovvero nel flusso di cassa netto da attività di investimento se oggetto di capitalizzazione in quanto riferibili a beni əssuntl in leasing e utilizzati per la realizzazione di altri asset. Conseguentemente, rispetto alle disposizioni dello IAS 17 con ifferimento ai contratti di leasing operativo, l'applicazione dell'IFRS 18 comporterà un significativo impatto sul rendiconto finanziario determinando. [a] un miglioramento del flusso di cassa netto da attività operativa che non accoplierà più i pagamenti per canoni di leasing non oggetto di capitalizzazione, ma gli esborsi per interessi passivi sulla lease liability

non oggetto di capitalizzazione²⁸; (b) un minor assorbimento di cassa. nell'ambito del Russo di cassa netto da attività di investimento che nonaccoglierà più i pagamenti relativi a canoni di leasing capitalizzati su attività materiali e immateriali, ma solo gli esborsi per interessi passivisulla lease liability oggetto di capitalizzazione; e (c) un peggioramento. del flusso di cassa netto da attività di finanziamento che accoglierò gli esporsi connessi al rimborso delle quota capitale della lease liability.

Differentemente, ai fini della redazione del bilancio dei locatori (lessor), è mantenuta la distinzione tra leasing operativi e finanziari. LIFRS 15 rafforza l'informativa di bilancio sia per i lessee che per i lessor. Le disposizioni dell'IFRS 16 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2019.

Nel corso dell'esercizio 2018 sono state completate le artività di analisi per l'identificazione degli ambiti interessati dalle nuove disposizioni, per l'aggiornamento dei processi e dei sistemi aziendali e per la doterminazione. dolla stima dei relativi impatti.

l'applicazione delle nuove disposizioni interessa la maggior parte delle realtà del Gruppo; in tormini di valori e/o di volumi, le principali fattispecie sono rappresentate: (i) per il settore Exploration & Production, dai contratti di leasing dei mezzi di perforazione [drilling rig] e dei mezzi navali di produzione e stoccaggio (cd. Floating production storage and offloading); (ii) per il settore Refining & Marketing e Chimica, dalle concessioni autostradali, dalle locazioni di terreni, dalle locazioni di stazioni di servizio per le attività di commercializzazione dei prodotti petroliferi nonché dal parco auto dedicato al business del car sharing (enjoy); (ili) per il settore Gas B. Power, dalle locazioni di mezzi navali per le attività di shipping e di strutture di logistica per la distribuzione gas, nonché dai contratti di tolling; (iv) per le strutture Corporate, dai contratti di affitto degli immobili,

Nel settore Exploration & Production, le attività sono speaso svolte attraverso jaint operation non incorporate che prevedono l'identificazione di un partner dell'iniziativa mineraria che abbia la responsabilità di gestire le operation e di eseguire i programmi di lavoro approvati (cd. operatore). Generalmente l'operatore è l'unico firmatario dei contratti necessari allo svolgimento delle attività della joint operation non incorporata, ivi inclusi quelli di leasing, Fertanto, Toperatore gestisce il contratto di leasing, provvede ad effettuare i pagamenti dovuti al locatore, nonché i riaddebiti agli altri partner (cd. follower) sulla base della quota dei costi di loro spettanzo. Al riguardo, rilevano le indicazioni fornite dall'IFRS Interpretation Committee (di seguito anche fFRIC) nel settembre 2018 volte a richiedere, nei casi di joint operation non incorporate, la ritevazione del 100% della loase liability da parte dell'operatore che, avendo somoscritto il contratto di leasing, è considerato "primary responsible" dell'adempimento delle obbligazioni nei confronti del fornitore. In dette fattispecie, quando sulla base delle previsioni contrattuali e di ogni altro elemento rilevante ei fini della valutazione, Eni è considerata 'primary responsibile", è prevista la rifevazione: (i) nel passivo, del 100% della lease lability; e [ii] nell'attivo del 100% del right-of-use asset, fatti salvi gli eventuali casi in cui sia ravvisabile contrattualmente la presenza di un sublease posto in essere con i follower. Quando il contrarto è sottoscritto da tucti i partecipanti all'iniziativa mineraria. Eni rifeva la quota di spettanza del right-of-use asset e della lease liability sulla base del working interest detenuto. Nessuna rifevazione di attività e passività per icasing è effettuata nei cas) in cui Eni non sia considerata "primary responsibile" dell'adempimento delle obbligazioni del contratto di leasing. La quota di diritto d'uso dell'asset iscritta dall'operatora e riferibile agli altri partner dell'iniziativa mineraria. [od. follower] sarà oggetto di recupero attraverso i meccanismi contrattuali

della joint operation, che prevedono l'addebito dei costi dell'iniziativa di spettanza dei follower (bifling) e relativo pagamento (cash cali). I naddebiti ai fotlower dei costi saranno rilevati come "Altri ricavi e proventi" nel conto economico e inclusi, nel rendiconto finanziarlo, all'interno del Russo di cassa netto da attività operativa. Le indicazioni dell'IFRIC sono state confermate nel corso dell'incontro di marzo 2029.

La complessità delle fattispecie contrattuali, nonché la loro durata ultrannuale ha richiesto l'esercizio di un complesso giudizio professionale da parte della Direzione Aziendale per la definizione delle assunzioni daadottare ai fini della determinazione degli impotti connessi con le nuove disposizioni del principio. In particolare, le principali assunzioni adottate hanno riguardato:

• per i contratti di leasing afferenti a mezzi utilizzati nelle atrività Bill B. Gas (principalmente drilling rig e FPSD) posti in essere in qualità di operatore dell'iniziativa mineraria, la rilevazione del 100% della lease liability e del right-of-use asset in linea con le indicazioni fornite dall'IFRIC. Quando i contratti di leasing sono posti in essere do società non controllate che svolgono il ruolo di operatore per conto delle società partecipanti all'iniziativa mineraria (ed. operating company), coerentemente con la previsione dei riaddebiti ai partecipanti dei costi connessi con la svolgimento delle attività, è previsto il riconoscimento nei bilanci del partecipanti all'iniziativa mineraria della propria quots di right-of-use asset e di lease liability sulla base del working interest, avuto riguardo alle informazioni, ove disponibili, in merito allo previsioni di utilizzo dei mezzi assunti in leasing;
• la separazione delle non-lease component, anche sulla base di approfondimenti svolti con esperti esterni, con riferimento ai principali contratti afferenti le attività upstream {drilling rig} caratterizzati da un canone unico, inclusivo sia della componente relativa al leasing che della componente servizio;
• la valutazione dei periodi coperti da opzioni di estensione o di terminazione anticipata ai fini della determinazione della durata del contratto difeasing;
• l'identificazione dei pagamenti variabili e delle loro caratteristiche ai fini della stima ber l'inclusione, o meno⁷⁹, nella determinazione della lease Fabiliu e del right-of-use asset-
• il tasso di attualizzazione utifizzato per la determinazione della fease liabilitu, rappresentato dal tasso di finanziamento incrementale del locatario. Tale tasso è stato definito tenendo conto defla durata dei contratti di leasing, della valuta nella quale sono denominati e delle caratteristiche dell'ambiente economico in cui operano i lessee, definito sulla base del country risk premium attribuito ai singoli Paesi in cui opera Eni.

In sede di prima applicazione Eni intende avvalersi delle seguenti esenzioni protiche previste dal principio contabile:

• possibilità di rilevare l'effetto connesso alla rideterminazione retrosttiya del valori nel patrimonio netto al 1º gennaio 2019, senza effettuare il restatement degli eseccizi precedenti posti a confronto (modified retrospective approach]:
• possibilità di non riesaminare ogni contratto esistente al 1º gennaio 2019, applicando l'IFRS 16 ai contratti precedentemente identificati come leasing (ex IAS 17 e IFRIC 4) e non applicando l'IFRS 16 ai contratti che non erano classificati come leasing;
• possibilità, con riferimento ai contratti precedentemente classificati come leasing operativi, di rilevare l'attività per diritto d'uso ad un importo

⁽²⁹⁾ Il Russo di cassa neno da anvità operativa includerà instru; (i) gli esboral per canoni di essing di breve duras e dimodico valore; e [i] gli esborsi por canoni variabă di leasing, non indual nolla determinazione de la faase llaudity

⁽²⁹⁾ Ai sensi delle disposizioni dell'IFRS 16,1 pagamenti variabi argati altutti izzo del tene o si accordi o pono imputati a conto economico e per tanto non parto opore alla determinazione della lesse liability/ right-of-use asset.

169

arrespondents.

Salary District

ia
Si

corrispondente alla lease liability, relaticato, ove necessario, per tener conto di eventuali importi prepagati già rilevati nello stato patrimoniale;

• possibilità di verificare la recuperabilità delle attività per diritto d'uso al 1^ª gennaio 2019 avuto riguanto all'eventuale esistenza, al 31 dicembre 2018, di fondi per contratti onerosi:
• scelta di non assimilare, in sede di transizione, i leasing che presentano una durata residua al 1º gennaio 2019 inferiore o 12 mesi al leasing di breve durata.

Sulla base delle informazioni disponibiti, l'adozione dell'IFRS 16 comporta la rilevazione di right-of-use asset per £5,7 miliardi e di lease liability per £5,8 miliardi: quest'ultima include anche i debiti per lease fee outstanding al 1^e gennaio 2019, classificati come commerciali ante IFRS 16. La stima degli

effetti di prima applicazione dell'IFRS 16 potrebbe subire variazioni in relazione all'eventuale evoluzione interpretativa derivante, tra l'altro, da utteriori indicazioni dell'IFRC, nonché all'affinamento del processo di eleborazione in vista della prima applicazione del principio nei reporting finanziari 2019. Tale stima include to componente di lease liability confispondente al working interest dei follower per un irriporto di €2,0 millardi, determinandosi in €3,8 miliardi quella comispondente al working interest di Eni.

Di seguito, sulle base dello informazioni attualmente disponibili, è fornita la riconciliazione tra l'ammontare dei pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullobili al 31 dicembre 2018 e il saldo di apertura della lease liability al 1ª gennaio 2019:

l€miliərdi
Pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non asnullabili al 31 dicembre 2018	4.0
- Rilevazione delle quote di leasing riferibili ai follower	2.0
- Effetto attralizzazione
- Estensione contratti
- Altre variazioni,
Lease liability al 1º gennaio 2019

Con riferimento ai principi contabili emessi dello IASB, omologati dalla Commissione Europea e non ancora entrati in vigore, rifeva inoltre la circostanza che con il Regolamento n. 2019/1595 emesso dalla Commissione Europea in data 23 ottobre 2018 è stato omologato l'IFRIC 23 "Incertezza sui trattamenti ai fini dell'imposta sui reddito", contenente indicazioni in merito all'accounting di attività e passività fiscali [correnti e/o differite] relative a imposte sul reddito in presenza di incertezze nell'applicazione. della normativa fiscale. Le disposizioni dell'IFRIC 23 sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2019.

Inoltre, con il Regolamento n. 2019/237 emesso dalla Commissione Europea in data 8 febbraio 2019 sono state omologate le modifiche atlo IAS 28 "Interessenze a lungo termine in società collegate e joint venture" [di seguito modifiche allo IAS 28], volte a chiarire che le disposizioni dell'IFRS 9, ivi incluse quelle in materia di impairment, si applicano anche agli strumenti finanziari rappresentativi di interessenze a lungo termine verso una società collegata o una joint venture, che, nella sostanza, fanno parte dell'investimento netto nella società collegata o joint venture [cd. long-term interest]. Le modifiche allo IAS 2B sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2019. Con il regolamento n. 2019/402 emesso dalla Cominissione Europea in data 13 marzo 2019 sono state omologate le modifiche allo IAS 19 "Modifica, riduzione o estinzione del plano" [di seguito modifiche allo IAS 19), volte essenzialmente a richiedere l'utilizzo di ipotesi attuariali aggiornate nella determinazione del costo relativo alle prestazioni di favoro correnti e degli interessi netti per il periodo successivo ad una modifica, una riduzione o un'estinzione di un piano a benefici definiti esistente. Le modifiche alla IAS 19 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2019.

PRINCIPI CONTABILI E INTERPRETAZIONI EMESSI DALLO IASB E NON ANCORA OMOLOGATI DALLA COMMISSIONE EUROPEA

In data 18 maggio 2017, lo IASB ha emesso l'IFRS 17 "Insurance Contracts" (di seguito IFRS 17), che definisce l'accounting dei contratti

assicurativi emessi e dei contratti di riassicurazione posseduti. Le disposizioni dell'IFRS 17, che superano quelle attualmente previste $\vec{f}$ do IFIFRS 4 "Contratti assicurativi", sono efficaci a partire dagli esercizi aventi inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2021.

Inglire in data 29 marzo 2018, lo IASB ha emesso il documento 'Amendments to References to the Conceptual Framework in IFRS Standards", contenente modifiche, essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili internazionali volte a recepire il nuovo framework di riferimento degli IFRS (ed. Conceptual Framework for Financial Reporting), emesso dallo IASB nella stessa data. Le modifiche ai principi contabili sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2020.

In data 22 ottobre 2018, lo IASB ha emesso le modifiche all'IF\$S 3 "Business Combinations" (di seguito modifiche all'IFRS 3), votte a fornire chiarimenti sulla definizione di business. Le modifiche all'I-FRS 3 sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1^e gennaio 2020.

In data 31 ottobre 2018, io IASB ha emesso lo modifiche allo IAS 1 e affo IAS B "Definition of Material" (di seguito modifiche allo IAS 1 eallo 1AS 8), volte a chiarire, e a rendere uniforme all'interno degli IFRS e di altre pubblicazioni, la definizione di rilevanza con la finalità di supportare le imprese in sede di formulazione di giudizi in merito alla stessa. In particolare, un'informazione deve considerarsi rilevante se si può ragionevolmente presumere che la relativa omissione, errata preseny tazione o occultamento influenzi gli utilizzatori principali del bilancio io sede di assunzione di decisioni sulla base dello stesso. Le modifiche allo IAS 1 e allo IAS B sono efficaci a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2020.

In data 12 dicembre 2017 lo IASB ha emesso il documento "Angual Improvements to IFRS Standards 2015-2017 Cycle", contenente modificite; s essenzialmente di natura tecnica e redazionale, dei principi contabili e internazionali. Le modifiche ai principi contabili sono gricorti a parcite: dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1º gennaio 2019.

Allo stato Eni sta analizzando i principi indicati e valutando se la loro adozione avrà un impatto significativo sul bilancio.

170 BILANCIO CONSOLIDATO 2018 | NOTE AL SILANCIO

$83942664$

8 Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti di €10,836 milioni (€7.363 milioni ai 31 dicembre 2017] comprendana atovità finanziarie esigibili all'origine generalmente entro 90 gíomi per €8.732 milioni (€5.591 milioni al 31 dicembre 2017) riguardanti essenzialmente depositi presso istituti finanziani con vincolo di preavviso superiore alle 48 ore.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da

depositi în euro e la dolfari USA e rappresentano l'impiego sul mercato defla liquidità detenuta a vista per le esigenze del Gruppo.

La scadenza media dei depositi in euro di C7653 milioni à di 29 giorni e il tasso di interesse effettivo è negativo dello 0,29%; la scadenza media dei depositi în doliari USA di €1.074 milioni è di 12 giorni e il tasso di interesse effettivo è il 2,59%.

$6$ | Attività finanziarie destinate al trading

(C miliani) Titoli quotati emessi da Stati Sovrani.	$\sim$ $\sim$ $\sim$ ---------------------------------------	31.12.2017 $\mathcal{L}$ and $\mathcal{L}$ and $\mathcal{L}$ . . . .C83
Altri titoli	_________	4930 5.469
the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company	________	6.552 6.017 $- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -$ $ -$

Al 1º gennaio 2018, in applicazione dell'IFR5 9, le attività finanziarie possedute da Eni Insurance DAC di €207 milioni, precedentemente classificate come attività linanziarie disponibili per la vendita, sono state classificate come destinate al trading sulla base dei fatti e delle circostanze esistenti a tale data.

far fronte a fabbisogni imprevisti e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L'attività di gestione di tale liquidità punta all'ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, con il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi.

Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'obiettivo di assicurare al Gruppo la necessoria flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato, per

Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titofi per €1.301 milioni (€845 milioni al 31 dicembre 2017). L'analisi per valuta è la seguente:

(6 milioni)									31 12 2017
$\sim$ . Euro	$\cdot$ .	$\cdot$ $\cdot$	$\overline{\phantom{a}}$	.		$\cdot$ $\cdot$		4.573	4,232
Dolloro USA								1.614 .	LD25
$ - - - - $ Altre valute	$\cdots$							365	755
_________							. == .=	6.552 .	6.012 -----------

Simplesiania

ф

Ä ÷,

徽城

Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

Titoli quotati emessi da Stati Sovrani
lasso fisso
ata lia	523	529	Baa3	698
Altri i4 l	336	349	do Apa a Baa 3	da AAA a SBB-
	859	878
Tasso variabile
Italia	130	129	Baa3	UBB
Altri L+)	86	76	do Asa a Baa3	da AAA a BBB-
	215	205
Totale titoli quotati emessi da Stati Sovrani	1.075	1.083
Lioziz iulu
Tassa Neso
Titoli quotati omessi da imavese incustriali.	1,628	1.501	de Aa2 a Baa3	19 서 258
fitoli quotati emessi da Istituti finanziari o assicurativi	1.270	1.269	da Asala Baa3	da AAA a BBB-
Altri titali	51	48	da Ata Baa3	da A+ a BSB-
	2,949	2.898
Tassa variablie
Titoli quotati emessi da imprese lodustilali	1,562	1.453	da Asa a Baa3	da AAA o BBB
Titoli quotati emessi da farituti finanziari e assicurativi	982	976	da Aa2 a Baa2	da AA a BBB
Altri titoli	158	142	da An 3 o Baa 3	da AA-a BBB-
	2.707	2.571
Totale Alul tituli	\$.656	5.465
Totale Attività finanziatie destinate al trading	6.731	5.552

[4] Di khborto upitario Inferiore a £50 milioni.

La gerarchio del fa∖r value è di livello 1 per €6.362 milioni e di livello 2 per €190 milioni. Nel corso dell'esercizio 2018 non vi sono stati trasferimenti significativi tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

7 Crediti commerciali e altri crediti

Al 1" gennaio 2018 gli effetti dell'applicazione dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15 sono i seguenti:

	Crediti commerciali
$[Em[ion]]$ 200 .	e altri crediti .
Valore al 31.12.2017	15.421
Modifica dei criteri contabili (IFRS 9)	1427
Modifica dei criteri contabili (IFRS 15)
Riclassifica ad altre attività correnti (IFRS 15)
Velore al 01.01.2018

33942/666

L'applicazione dell'IFRS 9 ha determinato l'incremento del fondo svalutazione crediti di E427 milioni in applicazione della metodologia dell'expected ioss model.

L'applicazione dell'IFRS 15 ha determinato una diminuzione dei crediti per underlifting del settore Exploration & Production di €372 milioni in applicazione del sales method in luogo dell'entitlement method.

La rictassifica ad altre attività correnti (IFRS 15) di €466 milioni si riferisce alle posizioni di underlifting del settore Exploration & Production determinate con il sales method.

Maggiori informazioni sull'applicazione degli IFRS 9 e IFRS 15 sono riportate alla nota n. 3 - Modifica dei criteri contabili.

I crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

(Emilioni) Crediti commerciali the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of		31.12.2017
	9.520.	10.182
Crediti per attività di disinvestimento		597
Crediti verso pertner per attività di esplorazione e produzione ومنادره والمتحالة فالمستوية	3.024	3.369
Ezediti verso altri	1.435	1.273
	14.101	15.421

I crediti commerciali sono generalmente infruttiferi e prevedono termíni di pagamento entro 180 giorni.

Il decremento dei crediti commerciali di E662 milioni è riferito al settore Gaş & Power per £641 milioni,

Al 31 dicembre 2016 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti essenzialmente commerciali con scadenza. 2019 per €1.769 milioni [€2.051 milioni nell'esercizio 2017 con scadenza 2018]. Le cessioni 2018 hanno riguardato crediti relativi ai settore Gas & Power per €1.419 milioni e al settore Refining & Marketing e Chimica per €350 milioni.

I crediti per attività di disinvestimento sono diminuiti di £475 milioni nel corso dell'esercizio per effetto: [i] dell'incasso delle rate prezzodifferite relative alla cessione degli interest del 10% e del 30% dell'asset Zohr in Egitto rispettivamente a BP e a Rosneft per complessivi-€433 milioni. Residua un'ulteriore rata relativa alia transazione con BP. che sarà incassata nel giugno 2019 di €119 milioni; {ii) dell'incasso della terza ed ultima rata di £153 milioni relativa alla cessione avvenuta nel 2008 della quota dell'1,71% nel progetto Kashagan al partner kazakho KazMunayGas.

L'esposizione maggiore dei crediti verso partner per attività di esplorazione e produzione riguarda i partner in Nigeria per €922 milioni (€1.502 milioni al 31 dicembre 2017] e comprendono in particolare crediti in prevalenza scaduti del valore di €681 milioni (€713 milloni al 31 dicembre 2017) relativi alla quota di costi pregressi di competenza della società di Stato NNPC in progetti operati da Eni. Le parti hanno concordato un piano. di rientro "Repayment Agreement" che prevede l'attribuzione a Eni del-

fa quota di produzione di spettanza della società di Stato in iniziative di sviluppo "rig-less" a ridotto rischio minerario, con previsione di ricntro in tre-cinque anni ollo scenario Brent di Eni. L'attuazione del piano ha comportato nell'anno il rimborso di circa E140 milioni, il credito residuo a fine esercizio è esposto in bilancio al netto dell'attualizzazione, moltre è stato completamente svalutato un altro credito verso la stessa controparte del valore residuo di €153 milioni al 31 dicembre 2017 relativo al recupero di costi d'Investimento non riconosciuti.

I crediti verso altri comprendono per €300 milioni il valore recuperabile di crediti scaduti nei confronti della società di stato del Venezuela PDVSA per le forniture di gas prodotto dalla joint venture Cardón IV, partecipata pariteticamente da Eni e Repsol, ceduti dalla venture ai soci nel 2016 e nel 2018. I proventi della cessione sono stati impiegati dalla venture per rimbarsare il finanziamento erogato dai soci per le attività di sviluppo. Il valore recuperabile dei crediti verso PDVSA è stato stimato a vita intera sulla base di un modello finanziario che incorpora l'evidenza empirica ottenuta da uno studio di ampio portata. dej default sovrani. Ai fini della valutazione di recuperabilità, i rischi legati alla difficile situazione finanziaria del Paese e del relativo contesto operativo sono stati stimati assumendo la dilazione dei tempi d'incosso dei fatturati e dello scaduto applicando il modello predetto. I crediti commerciali e altri crediti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €7.100 milioni e €6.1 t9 milioni.

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e altri crediti sono state elaborate sulla base di rating interni come segue:

[Emilloni) 31.12.2018	バインテント アンドラント しゅうこう アープ・エンジー どう --------------------------------------	Rhéiles	≒ Ul£chia ∶	Waadii Xilamii Ink ANG 网络唤醒 法海绵原则		3. MAD 1
Clienti business	2.454	3.585	1.152	1350		8.541
National Cil Company e Pubbliche Amministrazion:	1,292	157	622	2,257		4.338
Altre controparti -	1.494	22	156	271	2.374	4.372
Valore lordo	5.240	3.819	1,980	3,838	2.374	17.251
Fondo svatutazione	(a)	[3]	(44)	(2.237)	(852)	[1.150]
Valore netto	5.231	3.816	1.936	1,501	1,517	14.101
Expected loss {X al netro dei fattori di mitigazione del rischio controparte}	0,2	0,1	2.6	62,5	35,1

A POSTAGE AND REAL PROPERTY OF A PROPERTY OF THE REAL PROPERTY.

þ,

$83942667$ Ë

Finenzeneit

Montals

So 14

Eni distingue le esposizioni creditizie derivanti da rapporti commerciali e diversi sulla base di un processo di affidamento individuale o di una specifica vaiotazione del rischio controporte. In particolare, per le controporti commerciali diverse dalle National Bil Companies [NOC] e pubbliche amministrazioni, oggetto di un processo di affidamento individuale, la probabilità di default è calcolata sulla base di un rating interno definito tenendo conto di: [i] analisi specialistiche della situazione patrimoniale, finanziaria ed economica dei clienti corrente e prospettica; [ii] storia del rapporto contrattuale (regolarità dei pagamenti, contestazioni, etc.); [iii] presenza di elementi mitiganti il rischio controparte (quali forme di securitization, assicurazioni del rischio, garanzie di terzi); [iv] eventuali ulteriori informazioni qualitative raccoite dalle funzioni commerciali dei singoli business e da info-provider specialistici; (v) andamento del settore di riferimento. Il rating interni e i corrispondenti livelli di probabilità di default sono aggiornati tramite analisi di back-testing e valutazioni sulla rischiosità. del portafoglio correnti e forward looking. La loss given default [LGD] di questi clienti è stimata dai business Eni sulfa base dell'esperienza. storica di recupero dei crediti commerciali; per i clienti in default sono utilizzate stime basate sull'esperienza del recupero crediti in contenzioso o in ristrutturazione.

E indicant 122015

Per le controparti National Oil Company, partner di Eni nei progetti Dil & Gas, e pubbliche amministrazioni la probability of default è determinata utilizzando quale dato di input i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACE per l'impairment degli asset non finanziari, mentre la LGD è stimata sulla base delle modie storiche dei ritardi di pagamento, valorizzando in sostanza il time value tenuto conto delle forme di securitization in essere che possono comportare una mitigazione della stima della LGO, in caso di particolari situazioni. di mercato e di crisi finanziarie "sovereign", la expected loss delle NDC è oggetto di re-rating sulla base dell'osservazione emplrica maturata nei casi di ristrutturazioni dei debiti sovrani con particolare riferimento al settore dell'energia.

Per la clientela Ení gas e tuce la determinazione delle classi di rischio e della relativa expected loss è effettuata per cluster omogenei di clientela sulla base delle esperienze passate in termini di incasso, sistematicamente aggiornate e integrate, ove necessario, per tener conto di informazioni previsionali in merito al rischio di credito dei cluster delle controparti.

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative ai clienti Eni gas e luce sono state stimate sulla base di una provision metrix come segue:

OKA ATAR PROFESIOR AT AT AT A PART AND AT A

**				---------------------------------------
Elienti Eni gas e fucc:
- Retail	52.			64	554	1.276
- Middle	449				349	883
- Ahri	207					215
Valore lordo	1.231	94	46	95	906	2.374
Fondo svalutazione	[20]	18	18.	1561	[745]	阳星
Valore natto	1.211		30		161	1.517
Expected loss [X]		19,1		58.9	82.Z	36,1

I crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione che è stato stanziato tenendo conto di fattori di mitigazione dell rischio controparte di €3.072 milioni.

	Crediti commerciali
(£ milioni)	a gital crediti
Fanda sveiutazione al 31.12.2017	2.639
Modifica dei criteri contabili (IFRS 9)	427
Fondo svekstations al 01.01.2018	3.066
. Accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonis	126
. Accaetonamenti su crediti commerciali e altri crediti in dofault	378.
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in bonis i	(199)
Utilizzi su crediti commerciali e altri crediti in defaulti
Altre variazioni
Fondo svalutazione al 31.12.2016	L150
Fondo svalutazione al 31.12.2016	2,303
Accantonamenti	928.
Utilizzi	(454)
Atre variazioni	[137]
Foodo svalutazione al 31.12.2017.	2.639

174 BILANCIO CONSOLIDATO 2018 | NOTE AL BILANCIO

$83942/663$

Gli accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in bonissono riferiti per €108 milioni al settore Gas B. Power e riguardano principalmente la cifentela retail.

Gli accantonamenti su crediti commerciali e altri crediti in default sono riferiti per €291 milioni al settore Exploration & Production e riguardano principalmente le forniture di idrocarburi equity a società di Stato e altri partnei commerciali.

bonis e in default per complessivi €221 milloni sono riferiti per €613 milioni al sectore Gas & Power e riguardano utilizzi a fronte onezi per €579 milioni principalmente verso la clientela retail. Le azioni messe in atto dalla società per mitigare il rischio controparte, compresa la maggiore selettività in fase di acquisizione clienti, hanno consentito di ridurre a livelli fisiologici l'incidenza dell'unpaid sul fatturato retail. Le riprese di valore (syajutazioni) nette di crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

Gli utilizzi del fondo svalutazione crediti commercialli e altri crediti in

$(\epsilon$ milinni]
Riprese di valore [svalutazioni] nette di crediti commarciali e altri crediti:
Accantenamenti al fondo svalutazione	4981
Perdite su crediti
Utilizzi per esubero	120
.	1415)

Di seguito è riportata l'analisi dell'agging 2017 dei crediti commerciali e degli altri crediti secondo i criteri di valutazione in essere anteriormente all'entrata in vigore dell'IFRS 9 "Strumenti linanziari":

	31.12.2017
[Emilioni]	Crediti : commercial :	Aini crediti
Crediti non scaduti e non svalutati	8.BDO	4.604
Crediti svalutati al netto del fondo svalutazione.	567	31
Eredit/ scadutile com svalutati:
- da O a 3 mesi	478	21
- da 3 a 6 mesi	46	9
- da 6 a 12 mesi	14?	202
- oltre 12 mesi	144	372
	815	604
	10.192	5.239

La valutazione al fair value dei crediti commerciali e altri crediti, generalmente, non produce effetti significativi considerato il breve periododi tempo intercorrente tra il sorgere del credito e la sua scadenza.

I crediti verso parti correlato sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

8 Rimanenze e Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

(Crailiani)		31, 12, 2017
Materio primo, sussidiarie e da consumo	889	99\$
Moteriali per attività di perforazione e manotenzione degli impianti e infrastrutture	1.451	1.566
Prodotti finiti e merci	2.274	2.DOD
Certificati e dicitri di emissione
Totale rimanenze correnti --------------------------------------- _____	4.551	4.621

Le rimanenze di materie prime sussidiarie e di consumo riguardano le cariche petrolifere, i catalizzatori e altri materiali di consumo nelle attività di raffinazione e chimica.

l materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture sono riferiti al settore Exploration & Production per £1.334 milioni (€1.441 milioni al 31 dicembre 2017).

I prodotti finiti e merci riguardano le scorte di gas naturale e prodotti petroliferi per €1.543 milioni (€1.287 milioni al 31 dicembre 2017) e prodotti chimici per €547 milioni (£489 milioni al 31 dicembre 2017). i certificati e diritti di emissione sono valutati al fair value. La gerarchia del fair value è di livello 1.

Rimanenze di magazzino per €95 milioni (£86 milioni al 31 dicembre

Season

BRACHAC-

Annus 15

Service.

2017] sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam Rete Gas SpA.

discesa delle quotazioni internazionali avvenuta nella parte finale del 2018.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di €578 milioni (£245 milioni al 31 dicembre 2017). Gli accantonamenti netti del 2018 aramontano a €337 milioni e riguardano essenzialmente. l'adeguamento del valore d'iscrizione delle rimanenze di greggio e di prodotti petroliferi ai prezzi di fine periodo, considerata la rapida

Le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1,217 milioni [€1.263 milioni al 31 dicembre 2017] sono detenute da società italiane per €1.200 milioni (€1.262 milioni al 31 dicembre 2017) e riguardano le quantità minime di greggio e prodotti petroliferi che le società sono obbligate a detenere sulla base di norme di legge.

$\mathfrak{P}$ | Attività e passività per imposte correnti

			- 12.2017
it milion. .			Atii nta	$\cdots$
. imposte sul reddito	191 $\cdots$	440	131
Altre imposte e tasse . . $\cdots$ .	561 .	1.432		27A د
www.community.com	752 ___	. 877 $- \cdot -$	920	DA. -------

Le imposte sul reddito sono analizzate alla nota n. 32 - Imposte sul reddito. Le attività per altre imposte e tasse riguardano crediti Iva per £3B3 milioni determinati dal versamento in acconto effettuato nel mese di dicembre.

[£452 milioni al 31 dicembre 2017]. Le passività per eltre imposte e tasse riguardano accise e imposte di consu mo per €636 milioni (€824 milioni al 31 dicembre 2017).

10 Altre attività

			91 12 2012
(Emilioni)			Corrent --- -- ----	Non correnti $ - $
Fair value su strumenti finanziari derivati.	$- \cdot \cdot \cdot$ 1.594	66		Ю.
Altre attività	664		342	LZ43
. . --	2.258	792	.573	- 927

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 23 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

Elncremento delle altre attività correnti di €322 milioni comprende la riclassifica al 1º gennaio 2018 dalla voce Crediti commerciali e altri crediti delle attività relative a posizioni di underlifting del settore Exploration & Production di £468 milioni per l'adozione del sales method in applicazione. dell'IFRS 15.

Le altre attività comprendono: [i] attività non correnti per imposte per

€422 milioni (€507 milioni al 31 dicembre 2017]; (ii) il costo d'iscrizione del gas prepagato in esercizi precedenti per effetto della clausula take-or pay dei contratti di fornitura long-term per €26 milioni (€119 milioni al 31) dicembre 2017); (iii) crediti verso altri non correntl per €35 milioni (€44) roitioni al 31 dicembre 2017); [iv] crediti non correnti per attività di investimento per €9 milioni (€118 milioni al 31 dicembre 2017).

I rapporti verso parti correlate sono Indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

$83942160$

11 | Immobili, impianti e macchinari

(€milioni)	e fabbelce (i Terrent	a macchineri EBP Pozzi, Impiand	Altre actività materiall	Attività esplorativa appressal E&P 귶	Immobilizzazioni in torsp EBP	Immobilizzazioni becant In cora Altre	Totale
2018
Valore iniziale netto	1.313	45,782	3.827	1.371	9.469	1.346	63.158
Investiment	18	432	173	330	6.947	678	8.77B
Animortamenti	(65)	(6.012)	(52)				[6.606]
Riprese di valore	41	299	86				426
Svatutazioni	[61]	[477]	(23)		[548)	(117)	[1,276]
Radiazioni		(12)	$\left( \frac{1}{2} \right)$	(66)	(4)	ω	(84)
$\cdots$ Cessioni	$^{(2)}$	(400)	[9]	[32]	(198)	Ż	(639)
Differenze di cambia da conversione		1.623	36	53	385	$\overline{11}$	2,098
Variazione dell'area di consolidamento		(4.380)	로.	[56]	[474]	10	[4.877]
Trasforimenti	81	6.795	461	(294)	[6.501]	[542]
Altre variazioni	[54]	(785)	(152)	(37)	119	234	(676)
Valore finale netto	1.274	42,856	3.901	1.267	9, 195	1.809	60.302
Valore finale lordo	4.060	135.467	27.516	1.267	12.559	2.415	\$93,284
Fondo ammortamento e svalutazione	2.786	92.611	23,615		3.364	606	122.982
2017
Valora iniziale netto	1.258	47.090	3.789	1.905	15,135	1.616	70,799
Investimenti	졒	42	190	351	2302	503	8.490
Ammortamenti	(71)	(6.583)	(545)				[7.199]
Réprese di valore	5	6GB	273		159		1,055
Svelutazioni	[2]	(491)	(83)		[146]	[126]	[B49]
Radiazioni		[1]	[2]	(232)	$\overline{[2]}$		(239)
Cessioni	(15)	3	$\overline{[5]}$		[1.376]	(54)	[1.44B]
Oifferenze di cambio da conversione	$\overline{5}$	(5, 155)	$[143]$	(193)	(1.527)	[2]	(7.025)
Trasferimenti	84	9.940	629	(265)	[9.673]	[715]
Altre variazioni	37	331	$[225]$	[195]	[413]	44	(42)
Valore finale hetto	1.313	45.782	3.877	1.371	9.469	1,346	63.158
Valore fixale lordo	4.061	137.223	26.746	1.371	12.315	2.061	183.777
Fondo ammortamento e svalutazione	2.748	91.441	22.869		2.846	715	120.619

Gli investimenti comprendono la copitalizzazione di oneri finanziari per €52 milioni (€22 milioni nel 2012) nieriti al settore Exploration R Production per €37 milioni. Il tasso d'interesse utilizzato per la capitallzzazione degli oneri finanziari è compreso tra il 2,3% e il 2,4% (1,6% e 2,7% al 31 dicembre 2017). Gli investimenti sono riferiti al settore Exploration & Production per €2252 miliani (€2.638 milioni nel 2017) e comprendono i banus di assegnazione dei partecipating interest negli Emirati Arabi Uniti rispettivamente del 5% e del 10% nei Concession Agreement di Lower Zakum e di Umm Shaif and Nasr in produzione nell'offshore di Abu Dhabi e del

25% nel Concession Agrement di Gasha. Il prezzo pagato per complessivi €869 milioni è stato allocato per €382 milioni a proved mineral interesti (impianti e macchinari) e per £487 milioni a unproved mineral interest (immobilizzazioni in corso).

Gli investimenti sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 -Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezzabili rispetto all'esercizio 2017:

[%] $\cdots$ .
Fabbricati	2.10
Pozzi e Impianti di sfruttamento minerario	UQP
Impianti di raffinazione e petrolchimidi	7. 17
Gasdatti e centrali di compressione	2.12
Implanti di prod uzione di energia elettrica
Altri impianti e macchinari	6-12
Attrozzatore Industriali e commerciali	5-25
Altri beni	10 - 20
March 2006, Carl 2007

$83942674$

Le informazioni relative alle svalutazioni e riprese di valore e la relativa analisi per settore di attività sono indicate alfa nota n. 13 - Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali.

Le cessioni riguardano essenzialmente la cessione del 10% dell'asset Zohri in Egitto a Mubadala Petroleum Líc con una plusvalenza di E418 milioni.

Le differenze di cambio da conversione dei bilanci delle imprese operant/ in aree diverse dall'euro sono riferite ad imprese con moneta funzionale dollari USA per €2,209 milioni,

La variazione dell'area di consolidamento ha riguardato per €4.800 milioni l'operazione di business combination tra Eni Norge e Point Resources controllate al 100% rispettivamente da Eni e HitecVision AS, ad esíto della quale è stata costituita la Var Energi AS alla quale Eni partecipa al 69,6% esercitando il controllo congiunto con l'altro socio HitecVision AS con il conseguente deconsolidamento a fine esercizio degli asset della ex controllata Eni Norge AS e la rilevazione nella voce Partecipazioni dell'interessenza Eni nella nuova entità.

/ trasferimenti da immobilizzazioni in corso E&P a immobilizzazioni in esercizio hanno riguardato per E2.750 milioni l'avanzamento dell'attività di sviluppo delle riserve nei giadimenti Zohr, Jangkrik, East Hub, Noroos e OCTP.

Nell'ambito delle attività esplorative e di appraisai nel corso dell'esercizio sono state rilevate: (i) riclassifiche da pozzi esplorativi completati in attesa di esito a pozzi esplorativi di successo nelle immobilizzazioni in corso per C297 milioni; (ii) radiazioni per £66 milioni riguardanti i costi dei pozzi esplorativi in corso e completati in attesa di esito che nell'esercizio sono risultati d'insuccesso, relativi in particolare a iniziative nell'offshore del Morocco e del Vietnam.

Le altre variazioni comprendono la rifevazione iniziale e la variazione della stima del fondo abbandono, ripristino siti e social project del settore Exploration & Production negative per E503 milioni per effetto principalmente dell'incremento della curva dei tassi di attualizzazione, in particolare if dollaro USA.

l'attività esplorativa e di appraisol è relativa per £1.101 milioni ai costi dei pozzi esplorativi sospesi in attesa d'esito e per €166 milioni ai costi dei pozzi în corso a fine esercizio. Di seguito i movimenti relativi ai pozzi sospesi in attesa d'esito:

(€milioni)		2017	2016
Costi del pozzi esplorativi sospesi a inizio periodo	1.263	1.684	1,737
Incrementi per i quali è in carso la determinazione delle riserve certe	235	45.1	282
Ammontari precedentemente capitalizzati e spesati nell'esercizio-	[£1	(217)	109
Riclassifica a pozzi di successo a seguito oella determinazione delle riserve certe.	(297)	[278]	275
Cessioni	[6]	(199)
Variazione dell'orea di consolidamento.	158
Riclassifica ad attività destinate alla vendita.	124
Olfferenze cambio da conversione i		1178 I	50
Costi del pozzi esplorativi sospesi a fine porfodo.	1.101	1.263	1,684

Di seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell'esito ["ageing"}:

			2017		2016
		Thomato point	[Emilioni]	(Numero oozzi în quota Eni)	$\left{ \boldsymbol{\xi}\right.$ milloni $\left\vert \boldsymbol{\xi}\right\vert$	(Numero pozzi in quota Eni j
Costi capitalizzati o sospesi di perforazione esplorativa
- fino a 1 anno	111	7.02	222	295	16	1,05
-da 1 a 3 anni	87	2,88	241	3,B7	509	10,25
-okre 3 anni	903	24,20	800	견.44	1.059	21,55
	1.101	34.10	1.263	13.25	1.554	32,95
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mesi	111	7.02	14B	5,88		0,55
- progetti per i quali l'attività di delineazione è in corso	212	4,66	261	4,69	251	3,51
- progetti con scoperte commerciali che procedono- verso il sanzionamento	223	22.42	654	22,69	1.424	28,79
	1.101	34.10	1.253	33.26	1.684	92.89

177

A

$$
83942/642.
$$

Gli unproved mineral interest accolgono il costo attribuito alle riserve unproved a seguito di business combination o il costo sostenu-

to in occasione dell'acquisto di titoli minerari e si analizzano come segue:

							喜
$[E$ miliani]	Cange	Nigeria	MERINE		Algeria	Egista	Í	Total
2018
Valore Iniziale	1,152	825	192	98	105			2.390
krvestimenti	26	56					482	592
Hiprese di valore [svalutazioni] nette	(429)		(76)					(503)
Riclassifica a Proved Mineral Interest	(32)		(44)		32)	[2]		[110]
Altre variazioni e differenze di cambio da conversione	42	40					15	111
Valore finale	769	921		103	77	29	502	2.478
2017
Valore iniziale	1.254	938	138	113				2.450
Investimenti					112			112
Riprese di valore (svalutazioni) pette	72		75					147
Riclassifica a Proyed Mineral Interest	17)							$^{\left( 2\right) }$
Altre variazioni e differenze di cambio da conversione	157]	[113]	[21]	[14]	(7)			(342)
Valere finale	1.162	825	197	99	105			2.390

6fi unproved mineral interest comprendono CB57 milioni relativi al titolo minerario ("Oi) Prospecting Licence") del giacimento offshore del Blocco. 245 in Nigeria (OPL 245) corrispondente al prezzo riconosciuto nel 2011 a! Governo nigeriano per l'acquisizione del SOX di tale titolo, insieme a Shell che contestualmente acquisi il residuo 50%. Considerando i costi di ricerca e presviluppo successivamente capitalizzati, il valore di libro complessivo si ridetermina in €1,159 milioni. Refativamente al Resolution Agreement del 29 aprile 2011 il cui oggetto fu l'acquisizione della liconza da parte di Eni e Shell, sono in corso procedimenti giudiziari da parte delle Autorità italiane e nigerione per assenti reati di corruzione e riciclaggio di denaro come dettagliatamente descritto nella sezione Contenziosi della nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi di questa Relazione. Finanziaria Annuale.

Gli investimenti dell'esercizio si riferiscono all'acquisto di potenziale minerario in asset dil & Gas in produzione/sviluppo nell'offshore di Abu

$\langle \cdot, \cdot \rangle$

Dhabi [Emirati Arabi Uniti], all'estensione della durata di concessioni in Nigeria ed Egitto e revisioni contrattuali in Eongo.

ilfondosvalutazione attività materiali ammonta a€16.471 milioni e€16.005 milioni rispettivamente al 31 dicembre 2018 e al 31 dicembro 2017. Sugli immobili, impianti e macchinari sono costituite garanzie reali per un valore nominate di €24 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017) rilasciate principalmente a fronte di finanziamenti ricevuti. l contributi portati a decremento degli immobili, impianti e macchinari ammontano a €175 milioni (€110 milioni al 31 dicembre 2017). Gli immobili, Impianti e macchinari assunti in leasing finanziario ammontano e €46 milioni (€29 milioni al 31 dicembre 2017). Gli impegni contrattuali in essere per l'acquisto di attività materiali sono indicati alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi - Rischio di liquidità. Le actività materiali operate in regime di concessione sono commentate alla nota n. 27 ~ Garanzie, impegni e rischi - Attività in concessione.

12 Attività immateriali

$[$ £ mn ID:11)	Diritti e patenziela oxperator	di untilizie ziene dell industriale e diricti dall'ingegne evetto ŧ Diritri (	Altre attivicà immeteriali	Attività immeteriali utile do Naita		i E
2018
Valore Iniziale netto	995	240	486	1.721	1,204	2.925
Modifica dei criteri contabili (IERS 1S)			87	82		82
Valore iniziale netto riesposto	995	240	573	1,008	1.204	3,012
kwestimenti	133	28	180	341		341
Ammartamenti	(71)	[87]	(226)	[3B4]		{384]
Svalutazioni			[16]	(16)		(16)
Radiozioni	(15)		$\left( 1\right)$	(16)		$^{[36]}$
Oifferenze di cambio da conversione	39			39		47
Variazione dell'area di consolidamento			74	74	46	120.
Altre variazioni		40		40	26	66
Valore finale notto	1.081	221	584	1.896	1.284	3.170
Valore finale lordo	1.686	1.534	4.188	7,408
Etroso emmortamento e svalutazione	605	1.313	3.604	5.522
2017
Valore iniziale netto	1,092	259	598	1.949	1.320	3.269
Investimenti	91	17	83	191		191
Ammortamenti	(65)	[64]	(גם)	$[286]$		(286)
Ripresa di valore	32			32		32
Svalutazioni	$\left(14\right)$			[14]		[14]
Radiazachi	[24]			(24)		(24)
Differenze di cambio da conversione	[115]	(1)	[2]	(110)	[扫]	(141)
dime variszkoni	(2)	49	(S6)	[9]	(93)	(102)
Valore finale hette	995	240	486	1,721	1.204	7.925
'alore finale fordo	1504	1.466	3.778	6.748
fondo ammortamento e svalutazione	509	1.226	3.292	5.022

I diritti e potenziale esplorativo riguardano il valore di libro residuo dei bonus di firma e dei costi di acquisizione di licenze esplorative relativi ad aree con riserve proved, oggetto di ammortamento in base al critetio UOP e di impairment test, e aree con riserve unproved i cui costi sono sospesi in attesa dell'esito dell'attività esplorativa o fintantoché è confermato il committment del management. Gli investimenti riguardano bonus di firma relativi a nuovi acreage esplorativi negli Emirati Arabi, negli Stati Uniti e in Messico.

L'analisi dei diritti e potenziale esplorativo per tipologia di attività è la seguente:

[Emititui] $\cdots$ . . . . . $\cdots$ Ol: Itti esplorativi proved	357	12.2012 ----- - 403
Diritti esplorativi unproved 25.11.1	684 1.11111111111111111111111111111111111	896
Altri diritti esplorativi $\cdots$	40 1,081	₩Π $\mathbf{z}$ nne r . $\cdots$

I diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno riguardano essenzialmente costi di acquisizione e di sviluppo interno di software, diritti di utilizzazione di processi produttivi e diritti di utilizzazione di software.

Le altre attività immateriali riguardano: {i} attività per acquisizione

di clientela nel business retail gas di £166 milioni; (li) poncessioni, licenze e marchi e diritti simili per €151 milioni ed includono diritti di j trasporto di gas naturale di importazione dall'Algena per E22 milionis. {iii} investimenti in corso su gasdotti di cui Eni ha acquisito i dicitti di trasporto per £78 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017).

灪

179

Rot Relazioner Fin

180 BILANCIO CONSOLIDATO 2018 | NOTE AL BILANCIO

$83942/616$

I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalli e non hanno subito variazioni apprezzabifi rispetto affesercizio 2017:

$\overline{a}$

- 17 Jul _________
Diritti e potenziale esplorative	UOP - 33
Oicitti di trasporto del gas naturale
Altre concessioni, licenze, marchi e diritti simili	3 - 33
Diristi di brevetto industrisle e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegro-	20 - 33
Attività per acquisizione della dientela	25 - 33
Altrė immobižizzazioni immateriali.	4.20
.

Il saldo finale della voce goudwill è al netto di svalutazioni cumulate per un totale di €2.422 milioni. Il goodwill per settore di attività si analizza come segue:

	31.12.2017
$[5 \text{ milenol}]$ 932 Sas & Power
179 187 Exploration & Production [111]
115 Rafining & Marketing e Chimica	93
Altre ottività
1.204 1.784 والمستقط مستنقط مستنقط مستنقط مستنقط والمستورة والمراوي والمنادي والمتنادي والمتاريخ والمتوارد والمتناقص والمراجين

Il goodwill rilevato a seguito di business combination è attribuito alle cash generating unit ("CGU") che beneficiano delle sinergie derivanti dall'acquisizione.

Relativamente al settore Gas & Power che presenta valori di goodwill significativi l'allocazione alle CGU è stata effettuata come segue:

(6 milioni) CONTRACTOR OF THE STATE OF THE CONTRACTOR	31.12.2017
. 835 Mercato Gas Italia	635
142 Morcato Gas Europeo	97
_____ ______ ____	932

Il goodwill attribuito alla CGU Mercato Gas Italia riguarda principalmente quello rilevato in occasione del buy-out delle minorities ex ltalgas, operante nella vendita di gas ai settori residenziali e olle piccole e medie imprese, a seguito dell'offerta pubblica di acquisto effettuata nel 2003. {€706 milioni], al quale si sono aggiunti negli anni successivi goodwill rilevati in occasione di acquisizioni di società di vendita focalizzate in ambiti territoriali circoscritti, sinergiche ai principali bacini di attività. Eni. In sede di impairment test la EGU Mercato Gas Italia conferma la tenuta del valore di libro del goodwill.

Al fine di verificare la tenura del valore di libro della CGU Mercato Gas Italia compreso l'ammontare del goodwill allocato, ne è stato determinato il valore d'uso considerando i margini delle vendite al solo mercato retail (escludendo i margini wholesale sulle vendite ai clienti industriali, grossisti e termoelettrici]. Tale stima ha considerato i Aussi di cassa della CGU in oggetto desunti dal piano quedriennale approvato dal management e incorporando la perpetuity dell'ultimo anno del piano per la determinazione del terminal value assumendo un tasso di crescita nominale di lungo periodo pari a zero, invariato. I flussi così determinati sono stati attualizzati al WACC post-tax Gas & Power rettificato per il rischio Paese pari al S,4%.

per l'Italia. Il riferimento a Russi di cassa e a tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte.

Ceccedenza del valore d'uso della CGU Mercato Italia rispetto al valore di fibro, compreso il goodwill ad ussa riferito, pari a 61.701 milioni si azzera al verificarsi, alternativamente, delle seguenti ipotesi: [i] diminuzione del 53% in media dei volumi o dei margini previsti; (ii) Incremento di 12,1 punti percentuali del tasso di attualizzazione; (iii) un tasso finale di creșcita nominale negativo del 26,2%.

il goodwill ailocato al Mercato Gas Europeo è aumentato di €45 milioni a seguito dell'acquisizione della quota residua del S1% della società greca Gas Suppiy Company Thessaloniki-Thessalia SA, già partecipata con il 49%, il residuo è relativo per €95 milioni alla società retail Attergaz \$A (ora Eni Gas & Power France SA) che opera in Francia, Anche la questo caso l'Impairment review eseguita con una metodologia analoga alla CGU Mercato Gas Italia conferma i valori di libro della CGU del mercato Francia, compreso il goodwill ad essa allocato, al WAEC Paese del 6,1%, mentre per la CGU mercato Grecia il test è ricompreso nella valutazione di acquisizione.

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ğ

83942675

13 : Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali

Le svalutazioni sono determinate confrontando il valore di libro degli asset con il relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore trail fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Le riprese di valore degli asset sono eseguite nei limiti del valore che avrebbeto avuto se le svalutazioni rifevate in precedenti reporting period non fossero state rilevate. Considerata la natura delle attività Eni, le informazioni sul fair value degli asset sono di difficile ottenimento, salva la circostanza che un'attiva negoziazione sia in corso con un potenziale acquirente. Pertanto, il management procede alla stima del relativo vafore d'uso [value-in-use = "VIB"]. La valutazione è effettuata per singola attività o per il più piccolo insieme identificabile di attività che genera. flussi di cassa in entrata autonomi derivanti dal suo utilizzo su base continuativa (cd. cash generating unit - "CCU"). Le principali EGB dei settori di business Eni sono: [i] nel settore Exploration & Production, i campi o insiemi [pool] di campi quando in refazione ad aspetti tecnici, economici o contrattuali i relativi flussi di cassa sono interdipendenti; (ii) nel settore Gas & Power, oltre alle CGU alle quali sono stati allocati goodwill da acquisizioni, le centrali per la produzione di energia elettrica, i gasdotti internazionali e le navi metaniere; [iii] nel business Refining Br Marketing, gli impianti di raffinazione e gli stabilimenti e gli impianti, per Paese, afferenti i canali di distribuzione (rete ordinaria, autostradale, extra rete}; [iv] il business Chimica costituisce un'unica CGU.

HVIU delle CGU è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso e, se significativi e ragionavolmente determinabili, dalla cessione al termine della vita utile. I flussi di cassa sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili; [i] per i primi quattro anni della stima, dal piano industriale quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni în ordine ai volumi di produzione e vendita, ai profili delle riserve, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali variabili monetarie, iaflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio; (ii) per gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle inotesi sull'evoluzione di Jungo termine delle principali variabili macroeconomiche adottate dal management [tassi di inflazione, prezzo del petrolio, etc.] si assumono orolezioni dei fiussi di cassa basate: a] per le CGU Dil & Gas, sulla vita residua delle riserve e le associate proiezioni di costi oporativi e investimenti di sviluppo; b] per le CGU del business Refining & Marketing e per le centrali di produzione di energia elettrica, sulla vita economico-tecnica degli impianti e le associate proiezioni normalizzate di costi operativi e investimenti di mantenimento; c) per la CGU del Mercato Gas alle quali sono allocati i goodwill, sul metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di crescita in termini nominali pari a zero; d) per la CGU Ehimica, sulla vita economico-tecnica degli asset sottostanti considerando un EBITDA "normalizzato" [per tener conto della ciclicità del settore) definito sulla base dei margini di contribuzione medi di piano; (iii) per quanto riguarda i prezzi dello commodity, il management assume la scenario prezzi adottato per le projezioni economico finanziarie del piano industriale quadriennale e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i flussi di cassa essociati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petroliferi (e a quelli da essi derivati), lo scenario prezzi è oggetto di approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione e si basa sulle ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali sempre confrontate con il consensus e, laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità ed affidabilità, sulle curve forward/future.

li valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte al tasso che corrisponde per i settori Exploration & Production e Refining & Marketing al costo medio ponderato del capitale di Eni (weighted average cost of capital - "WACC") al netto dei fattori di rischio specifici del settore Gas & Power e del business Chimica il cui WACC è oggetto di autonoma rilevazione pesato per l'incidenza dei rispettivo capitale investito sul totale di Gruppo, il costo del capitale così ottenuto è rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cul si svolge l'attività [WAEC adjusted post imposte]. Il riferimento a flussi di cassa e o tassi di sconto al netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivalenti a quelfi derivanti da una valutazione ante imposte.

Il quadro degli impaisment indicator di origine esogena si presenta sostanzialmente stabile rispetto a quello che ha fatto da cornice alle valutazioni del 2017.

Nella parte finale del 2018 il prezzo del Brent ha registrato una significativa inversione di tendenza a causa del rallentamento della crescita cconomica, del ritorno dell'oversupply e delle incertezze dovute all'evo-Juzione della disputa commerciale tra USA e Cina, alla Brexit e alle crisi locali. Nonostante la correzione dei prezzi da circa 80 \$/barile a 60 \$/. barile, sulla base dell'analisi dei fondamentali a medio-lungo termine che sostengono la continua crescita della domanda e della volontà dei princípali produttori di mantenere i mercati in equilibrio, il management, anche sulla base della view di mercato di analisti finanziari e istituti specializzati, ha confermato il prezzo di lungo termine del marker drenti a 70 \$/barile in moneta reale 2022, sostanzialmente in linea con l'assunzione del bilancio 2017, sulla cui base sono state eseguite le valutazioni del bilancio 2018 e le proiezioni economico-finanziario del piono 2019-2022. I prezzi del gas in Europa sono previsti su valori più elevati rispetto al piano precedente per effetto di un migliore bilanciamento tra domanda e offerta sostenuto dal declino delle produzioni continental e dal "phase-out" di centrali termoefettriche alimentate o carbone/nucleare. Il margine indicatore della redditività dell'attività di raffinazione SERM è stato confermato nel lungo termine a circa 5 \$/barile in consi derazione delle attese di continua pressione competitiva in Europa da parte di stream di prodotto più conveniente importati da USA e Medio Oriente, i cui effetti saranno mitigati dalla più stringente nonnativa sul contenuto di zolfo del carburante per il trasporto marittimo a partire dal 2020. Sono state riviste al ribasso le previsioni dei margini dei prodotti petrolchimici nel mercato europeo a causa della pressione competitiva. da parte di produttori più efficienti di USA e Medio Driente e della minore capacità di assorbimento dei mercari di sbocco; tuttavia tale ridimen-Sionamento determina solo una marginale revisione negativa del valore. d'uso della CGU attività chimica di Eni poiche la valutazione è fatta sulla base di scenari normalizzati che assumono la ciclicità del settore. Ingitre sebbene alla data di bilancio la capitalizzazione di borsa di Britania Inferiore di circa il 3% al valore di libro del net asset consolidati, falenzerzi haregistrato una significativa inversione di tendenza e alla data diápprovazione del bilancio da parte del Consiglio di Amministrazione di Eni'lo capitalizi zazione di borsa eccede di circa il 10% il valore di libro di Eni. Il management ha testato la recuperabilità dei valori di Sbro/dek 100% delle attività fisse come da procedure interne.

Il WACC 2018 di Eni, dal quale sono derivati i WACC post-tax utilizzati nel catcolo del valore d'uso delle CGU Dil & Gas e raffinazione, ha registrato un incremento di mezzo punto percentuale al 7,3% rispetto al 2012 per

$$
8\,3\,9\,4\,2\big/6\,16
$$

effetto principalmente della previsione di rialzo dei rendimenti dei titoli risk-free che la metodologia Eni aggancia ai titoli di Stato Italia a dicci anni. I WACC del settore Gas B. Power e del business Chimica, oggetto di autonoma valutazione zispetto a quella di Eni, sono invariati rispetto al 2017. | WACC 2018 rettificati del rischio Paese specifico evidenziano una certa dispersione rispetto al valore medio a causa delle sensibili oscillozioni dei premi per il rischio Paese, influenzati dall'evaluzione dell contesto operativo locale, in particolare del settore Exploration & Production i cui WACC post-tax sono compresi tra il 6,2% e il 16,0%.

Nel settore Exploration & Production sono state rifevate svalutazioni ante imposte per £1.025 milioni che hanno come driver la performance inferiore alle attese di alcuni giacimenti in particolare in Congo e negli USA, il descripramento del contesto operativo per uno specifico progetto, nonché l'adeguamento al fair value di vendita degli asset di Croazia. ed Ecuador. Tall perdite sono stato parzialmente componsate da riprese

di valore di €299 milioni dovute al miglioramento dei prezzi del gas in Europa e alla riduzione di atcuni premi per il rischio Paese. I WACE posttax relativi alle svalutazioni/tiprese di valore al netto dell'effetto fiscale superiori a 6100 milioni sono pari a circa il 6% che si ridetermina in un intervallo del 6%-9% pre-tax.

Le svalutazioni contabilizzate nella linea di business Refining & Marketing di €156 milioni riguardano gli investimenti dell'anno per compliance e stau-in-business relativi a CGU integralmente svalurate in esercizi. precedenti delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività

Nel settore Gas & Power è stata nievata la ripresa di valore di un asset di trasporto gas di £66 milioni dovuta alla riduzione del tasso di sconto. per ridimensionamento del rischio Paese, mentre per il business power si compensano svatutazioni e riprese di valore riferite a singoli impianti del business power.

14 Partecipazioni

PARTECIPAZIONI VALUTATE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

				Partecipazioni eqeal Earthus 드	Partecipazioni joint ventur É.	patieni teci	ţ
116	2,332	1.063	3.511	168	2.675	1.137	4.040
	(34)	[3]	[37]
116	2,298	1.060	3.474	168	2.675	1.197	4.040
	28	92	120		ы	444	507
(33)	(3)	[115]	[151]			(462)	(462)
	15	36\$	409		48	66	124
[5]	(415)	(10)	(430)	42.	(340)	(6)	(353)
(6)	[19]	(25)	(50)	(32)	[41]	(13)	(B6)
	3.448		3.448
	25	54	91	[13]	(127)	(128)	[26B]
17	119	11	143	[11]	53	[35]
95	5.497	1.452	7.044	116	2.332	1.003	3,511
							2017

Le acquisizioni e sottoscrizioni riguardano; (i) per £48 milioni l'aumento di capitale della Coral FLNG SA impegnata nella realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione e stoccaggio del gas naturale refativo alla scoperta di Coral in Mozambico; [ii] per €42 milioni l'acquisizione del 33,72% della Commonwealth Fusion System LIC (CFS) nata come spin-out del Massachusetts institute of Technology per lo sviluppo della tecnologia di produzione di energia nucleare da rusione. La cessioni e i rimborsi riguardano per €95 milioni il rimborso di capitale della Angola LNG Ltd.

Le plusvalenze da valutazione con il metodo del patrimonio netto sono riferite per £353 milioni atla Angola LNG Ltd che riflette una ripresa di valore di circa €260 milioni dovuta al miglioramento degli economics del progetto grazie alla favorevole definizione di un lodo arbitrale che ha stabilito la chiusura del contratto oneroso con il terminale di rigossíficazione di Pascagoula di proprietà della Gulf Energy Ltd, le cui fee erano scontate nei fiussi di cassa della collegata e dell'attività di

commercializzazione downstream. L'esito del lodo arbitrale ha determinato corrispondentemente la rilevazione di un onere.

La valutazione con il metodo del patrimonio netto della joint venture Saipere SpA ha comportato l'iscrizione di una perdita di €146 milioni dovuta afla rilevazione da parte della partecipata di oneri di ristrutturazione e di svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali. Al 31 dicembre 2018 il valore di Ilbro della partecipazione di €1,228 milioni, allineato alla corrispondente frazione del patrimonio netto dell'investee, eccedeva di circa il 22% il fair value rappresentato dalla quota della capitalizzazione di borsa del titolo Saipem. In considerazione di tale impairment indicator e delle incertezze sulla ripresa del ciclo degli investimenti da parte delle oil companies e della pressione competitiva nel settore E&C, il management ha eseguito la verifica di recuperabilità del valore di libro dell'investimento sulla base di un modello finanziario interno basato sui dati pubblici di Saipem, sulla corretazione storica tra il fatturato dello Saipem, l'andamento del prezzo del

$31.12.2017$

and help

Figure inclu Actively 2019

petrolio e i livelli di spending da parte delle oil companies, nonché sul consensus di mercato degli utili attesi, La verifica ha confermato il valore di libro, Alta data di approvazione del bilancio, la capitalizzazione di borsa di Saipem eccedeva di circa il 23% il valore di libro.

Altre entità minusvalenti sono le venezuelane PetroJunín SA, joint venture con la compagnia petrolifera di stato PDVSA che opera l'omonimo giacimento onshore di olio pesante di Junín e Cardón IV SA (Eni-50%) che opera il giacimento a gas Perla. Il driver della minusvalenza complessiva di £219 milioni è stato in particolare la svalutazione dell'asset Junin a seguito del debooking delle riserve certe non sviluppate del progetto (106 milioni di oce) a causa del deterlorato con-

testo operativo, così come richiesto dalla pormativa US SEC. Il decremento per dividendi è riferito per £24 milioni alla linited Gas Derivatives Co.

l,a variazione dell'area di consolidamento è riferita per €3.498 milloni alla rifevazione iniziate del 69,6% della partecipazione nella nuova joint venture valutata all'equity Vâr Energi AS costituita per effetto della business combination tra la ex controllata Eni Norge 4\$ e Point Resources AS, Il valore d'iscrizione corrisponde alla quota Eni del fair value del net asset della combined entity.

li valore netto delle partocipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto riguarda le seguenti impresa:

AN MENDERE

	92		Valore contable	tartec pazions partec pazions
(Emiliani)
imprese controllate:		100.00	63	100,00
st, NTS in3 -	31		53
-Altre (*)	64
	95		116
Imprese in Joint venture:
-Vár Energi AS	3.498	69,60
- Saipum SpA	1.228	30,99	1.413	31,00
- Unión Fenosa Sas SA	335	50,00	350	50,00
- Gas Distribution Company of Thessaloniki-Thessaly SA	132	49,00	137	49,00
Cardon IV SA	98	50.00
Lotte Versalis Efastomers Co Ltd	75	50,00	114	50,00
-PetraJunin SA	47	40.00	210	40,00
AET - Raffinenebeteiligungsgreckschaft morf	32	33,33	32	33,33
Altre 1+1	47		76
	5.487		2.332
Imprese collegate:
Angola LNG Ltd	1.106	13,60	BD2	13,60
Cacal FLNG SA	102	25,00	54	25,00
Novamont SoA	67	25,00	21	25,00
United Gas Derivatives Co	62	33.33	82	33,33
Commonweasth Fusion Systems Lic	42	33,72
Altre 141	23		54
	1452		1.053
	2.044		3.511

^1-1 Divelore di iscrizione un-tano inferiore è « 625 milloni.

Le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto sono analizzate per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

lioni; le differenze sono riferite a Novamont SpA per €43 milioni e a Unión Fenosa Gas SA per €15 milioni e riflettono le prospettive reddituali delle iniziative valutate all'atto dell'acquisizione. Al 31 dicembre 2018 i valori di libro e di mercato delle partecipezio quotate in horsa sono i seguenti:

I valori di libro delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto sono superiori rispetto ai patrimoni netti contabili per €58 mi-

Seipani^cSpi 308.70.968 Numero di azioni 30,99 * di partecipazione 3,265 Prezzo delle azioni ( $\epsilon$ ) 1.000 Valore di mercato {C milioni} 1,228 Valore di llo≠o (€ milioni )

Le ulteriori informazioni richieste sulle partecipazioni sono indicate alla nota n. 37 – Altre informazioni sulle partecipazioni.

03942 (648

ALTRE PARTECIPAZIONI

(Emiliani)		2017
sana suka suka sebagai suka suka s Valore Iniziale		276
Modifica dei criteri contabili (LFRS 9)	681
Volore iniziale riosposto	900	276
Acquisizioni e sottescrizioni
Valutazione al fair value con effetto a OEI	15
Cessioni e nintersi		ز 29
Differenze di cambio da conversione		[73]
Altre variazioni	í 10 l	[18]
. Valore finate --------------------------------------	919	219

in applicazione dello IFRS 9, le partecipazioni minoritario sono state valutate al fair value in luogo del precedente criterio del costo, determinando una rivalutazione di £681 milioni al 1º gennalo 2018 riferita principalmente a: [i] Nigeria LNG Etd per €511 millioni (€99 millioni il valore di libro al 31 dicembre 2017), il valore della partecipazione all netto dei dividendi pagati nell'anno è pari a 6651 milioni; (ii) Saudi European Petrochemical Co 'IBN ZAH3' per €130 milioni (€13 milioni il valore di libro al 31 dicembre 2017]. Il valore della partecipazione al netto dei dividendi pagati nell'anno è pari a £144 milioni.

La valutazione del fair value delle principali partecipazioni minoritarie non quotate, rientrante nel livello 3 della gerarchia del fair value, è stata determinata adottando, quale tecnica di valutazione, un approccioche tiene conto dei patrimonio netto contabile e del valore attuale degli extra redditi attesi (cd. residual income approach). Tale tecnica di va-

lutazione considera, tra l'altro i seguenti input: [i] gli utili netti attesi, considerati rappresentativi della futura profittabilità delle partecioate, determinati sulla base dei piani oziendali e rettificati, ove opportuno, per tener conto delle ipotesi che sarebbero considerate da operatori di mercato; [ii] il costo del capitale, rettificato per tener conto del rischio Paese specifico in cui sí svolgono le attività intraprese dalle partecipate. Variazioni dell'1% del costo del capitale considerato nella valutazione non producono significative modifiche alla valutazione del fair value.

I dividendi distribuiti dalle altre partecipazioni minoritarie sono commentati alla nota n. 31 - Proventi (oneri) su partecipazioni.

Le partectpazioni in imprese controlfate, a controllo congiunto, collegate e rifevanti al 31 dicembre 2018 sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2018" che costituisce parte integrante delle presenti note.

15 | Altre attività finanziarie

			31.12.2017
(C.nifloni)	SS Chuanh Changah Ma		Correntl	Nan carrenti
Çrediti finanziari strumentali all'attività operativa a l'ungo termine		L1B9		1.602
Crediti finanziari strumentali all'attività operativo a breve termine	51		B4
	112	1.189	107	1,602
Crediti finanziari non strumentari all'attività operativa	188		209
	900	1.189	316	1.602
Titeli strumentali all'attività operativa		54
	300	1,253	316	1.675

I crediti finanziari sono esposti al netto del fondo svalutazione come segue:

€ milionlj $\cdots$
Valore al 31.12.2017	730
Accantonamenti	279
a face for the first Unilzzi	f 596 1
Differenze di cambio da conversione.	12
Valore al 31.12,2018	430

$839426R$

e
Subs

Financial

Leaseal

iuk

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa di £1.301 milioni (€1.709 milioni al 31 dicembre 2017) riguardano finanziamenti concessi principalmente dai settori Exploration & Production [€1.025 milioni] e Gas & Power (£103 milioni). L'esposizione magginre è nei confronti della joint venture Cardon IV SA [Eni SO%] in Venezuela che opera il giacimento a gas Perla per €205 milioni (€955 milioni al 31 dicembre 2017). La recuperabilità di questi crediti è valutata avoto riguardo, tra l'altro, alle performance operative delle iniziative industriali finanziate.

I crediti finanzieri strumentali all'attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €1.088 milioni (€1.393 milioni al 31 dicembre 2017). Il fair value dei crediti finanziari strumentali all'attività operativa non conrenti ammonta a €1.188 milioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,2% e 2,9% [-0,2% e 2,5% al 31 dicembre 2012]. Tale modalità di valutazione non si applica al credito finanziario verso la joint venture Cardón IV SA, sostitutivo di capitale investito netto, poiché il rimborso dipende dall'esito del progetto minerario operato dallo joint venture, condizionato dall'evoluzione della difficile situazione finanziaria del Paese. Pertanto, il valore recuperabile di tale credito corrisponde ai flussi di cassa futuri del progetto che sono stati rettificati per tener conto dei rischi sulla capacità di convertire in cassa le vendite future di gas assumendo nella sostanza uno dilazione. dei tempi d'incasso ed attualizzati a un WAEC risk-adjusted che sconto

il deteriorato contesto operativo locole. Tale verifica di recuperabilità ha confermato il valore di fibro del credito finanziario.

Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito,

Gli accantonamenti al fondo svalutazione crediti finanziari sono riferiti al finanziamento concesso ad una joint venture in Russia impegnata nell'esecuzione di un progetto esplorativo nel Mar Nero a causa dell'esito negativo della ricerca.

Forediti finanziari non strumentali all'attività operativa riguardano principalmente depositi presso banche come impiego di surplus di liquidità e depositi vincolati a garanzia di operazioni su contratti derivati.

l crediti finanziari sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €188 milioni e €1.299 milioni.

I sitoli strumentali all'attività operativa sono emessi da Stati Sovrani (emeșsi da Stati Sovrani e dalla Banca Europea per gli Investimenti rispettivamente per €69 milioni e oer €4 milioni al 31 dicembre 2017].

Titoli per €20 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017) sono vincolati a garanzia del cauzionamento bombole del gas sulla base di norme di legge italiane.

L'analisi dei titoli per emittente è la seguente:

Tosso fiasa B90 Can 3 25 de 0,26 a 4,75 del 2019 al 2025 24. 24 da 0.05 a 4,40 del 2019 al 2023 da As3 a Bas1 фанад- 29 - 29 29 696 dal 2019 al 2020 Baa3 я BaB- 2022 Baa3 э	Totale Stati Sovrani
	Atul
	Italia
	Tassa variabile
	$Altri^{[*]}$
	Itaria
	Stati Sovrani

[*] Di împorto unitario inferiore e €25 milioni.

I titoli che scadono entro cinque anni ammontano a E63 milioni. Il valore di mercato dei titoli è determinato sulla base delle quotazioni di mercato.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

$$
13.942\ \mathrm{[636]}
$$

16^: Debiti commerciali e altri debiti

AF1' gennalo 2018 gli effotti dell'applicazione dell'IFRS 15 sono i seguenti:

			Accoutte anticipi da partnar in joint venture
			per attività di		Totale debiti
	Deblo	Acconti e anticipi	espiorazione		commarciali
[£stallon]]	commerciall	da cilenti	a produzione	Altri debiti	e altri debiti.
Valore of 31,12,2017	10.890	545	252	5.061	16.748
Modifica dei criteri contabili (IFRS 15)				(113)	[11]
Riclassifica ad altre passività correnti (IPRS 15)		545]		7B5	(1.330)
Valore of 01.01.2018	10.890		252	4,163	15.305

L'applicazione dell'IFAS 15 ha determinato una diminuzione dei debiti per overlifting del settore Exploration & Production di €113 milionl in applicazione del sales method in luogo dell'entitlement method. La riclassifica ad altre passività correnti [IFRS 15} si riferisce: $(i)$ alle posizioni di overlifting del settore Exploration & Production determinate con il sales method per E785 milioni; (ii) agli acconti e anticipi da clienti che in applicazione dell'IFRS 15 si riclassificano a passività da contratti con la clientela.

Maggiori informazioni sull'applicazione degli IFRS 9 e IFRS 15 sono riportate alla nota n. 3 - Modifica dei criteri contabili. I debiti commerciali e altri debiti si analizzano come segue:

(Emilion)		31.12.2017
Debiti commerciali	11.645	10.890
Acconti e anticipi da cilenti.		545
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione.	207	252
Debiti verso fornitori per attività di Investimento	2,530	2.094
Debiti verso parcher per attività di esplorazione e produzione.	1151	1,968
Oebiti vezso altri	1.214	999
	16.747	15,748

I debiti commerciali e altri debiti sono denominati in euro e in dollari USA rispettivamente per €6.484 milioni e €9.403 milioni. La valutazione al fair value dei debiti commerciali e altri debiti non

produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza. i debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correfate.

17 | Altre passività

			31.12.2017
(C miliani)			Carrenti :	Nan correnti
Fair value su strumenti finonziori derivati	1.445	40	1.011
Passività da contratti con la dientela	L 100	518
Depositi cauzionali		268		255
Altre passività	427	676	504	1.133
a shi n	3,980	1.502	1.515	1.479
.

In applicazione dell'IFRS 15: (i) le passività da contratti con la clientela corrent: comprendono la riclassifica al 1º gennaio 2018, dalla voce Debiti commerciali e altri debiti, degli acconti e anticipi da

clienti di £545 milioni; (ii) le altre passività correnti comprendono la ricfassifica al 1º gennaio 2018, dalla voce Debiti commerciali e altri debiti, delle passività per posizioni di overlifting del settore Explora-

BILANCIO CONSOLIDATO 2018 ( NOTE AL BILANCIO

$83942681$

tion & Production di £785 milioni per l'adozione del sales method. Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 23 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

Le passività da contratti con la clientela di €1,626 milioni comprendono: [i] gli anticipi in valuta locale a valere su future forniture di gas ricevuti dalle società di Stato dell'Egitto per EZ16 milioni in relazione alle operazioni del Concession Agreements nel Paese per il prossimo quadriennio, tra i quali in particolare il progetto Zohr; [ii] pii onticipi incassati dall cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gased energia elettrica relativi alla quota a breve termine per €66 milioni e alla quota a lungo termine per €518 milioni.

I depositi cauzionali riguardano depositi ricevuti da clienti retail per la fornitura di gas ed energia elettrica per €233 milioni (€215 milioni al 31 dicembre 2017].

Le aître passività correnti comprendono le passività per posizioni di overlifting del settore Exploration & Production di €1.004 milioni. Le altre passività non correnti comprendono passività per imposte per €61 milioni (€45 milioni al 31 dicembre 2017) e altri debiti per €155 milioni (€45 milioni al 31 dicembre 2017).

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

18 Passività finanziarie

Le passività finanziarie si analizzano come segue-

--------------------------------------
[Emilian]					Ē	31.12.2017 歸	Shyita 펻
	383	768	2.710	3.861	201	801	3.200	4,202
Banche, Dabligazioni ordinarie		2.781	16,923	19,704		1.445	16.520	17.965
Obbligszaml convertibili			390	390			387	387
Debiti finanziari rappresentati da 1.toli di credito	915			915	1.664			1.654
Altri ifnanzlatori	884	52	59	995	377	Δ∩	22	489
	2,182	3.601	20.082	25.865	2.242	2.286	20.179	24.707

Le passività finanziarie aumentano di €1,158 milioni per effetto principalmente: (i) del saldo netto delle nuove assunzioni per €320 milioni: (ii) delle differenze di cambio da conversione e da allineamento al cambio di fine periodo dei debiti in moneta diversa da quella funzionale per complessivi €314 milioni; (lii) della variazione dell'area di consolidamento a seguito della perdita del controllo di Eni Norge AS per £494 milioni corrispondenti alla liquidità depositata da parte della ex-subsidiary presso le finanziarie di Gruppo.

I debiti finanziari rappresentati da titoli di credito riguardano i emissione di commercial paper da parte delle società finanziarie del Gruppo. L'analisi per scodenza delle passività finanziarie a lungo termine al 31 dicembre 2018 è la seguente:

	2.956	1.276	1.490	2.698	11,662	40.087
Almi fina nziatori					20	΄59,
Obbligazioni convertibili			390			390.
Obbligazioni ordinarie	2.391	921	698	1.058	11055	16.923
Banche	55 E	345	393	829	587	2.210
(C milioni)

Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa Banca, inoltre, Eni ha ottenuto un finanziamento a lungo termine da Citibank Europe Plc che prevede il mantenimento di determinati îndici finanziari calcolati su dati del bilancio consolidato di Eni, fa

cui inosservanza consente alla banca di chiedere il rimborso antici-31 dicembre 2018 e al 31 dicembre 2017 i debiti linanzian soggelii hilionie á ste clausole restrittive ammontavano rispettivamente a E1.337 €1.664 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate. Le obbligazioni ordinarie riguardano il programma di Euro Medium Term Motes per complessivi €16.904 milioni e altri prestiti obbligazionari per complessivi €2,800 milioni.

Ë,

ğ

187

33942/682

L'anafísi delle obbligazioni ordinarie per emittente e per valuta con l'indicazione della scadenza e del tasso di interesse è la seguente:

	Importe	Disagge di emissione Interesse t rates di	Totale	Valuta		Scadenza		Tassa (X)
(E miliani)
Società emittento
Euro Medium Term Nates
Eni SpA	1.500	17	1.517	EUR		2019		4,125
Eni SpA	1.230	16	1.216	EUR		2025		3,750
Eni SpA	1,000	38	1.03B	EUR		2020		4,250
Eni 5pA	1.000	27	1,027	EUR		2029		3,625
Eni SpA	1.000	19	1.019	EUR		2020		4,000
Eni SpA	1.000	9	1.009	EUR		5053		3,250
Eni SoA	1,000	8	1.00B	EUR		2026		1,500
Eni SpA	900	15)	895	EUR		2024		0,625
Eni SpA	BOO	2	802	EUR		2021		2,625
Lni Špa	800	$\mathfrak{t}$	759	EUR		2028		1,625
Eni SpA	750	14	764	EUR		2019		3,750
Eni SpA	750	8	758	EUR		2024		1,750
Eni SpA	750	5	755	EUR		2027		1,000
En: Spa	700		701	EUR		2022		0,750
Eni SpA	650	$\frac{1}{2}$	652	EUR		2025		1,000
Eni SpA	600	商	595	EUR		2028		1,125
Eni Finance International SA	335	15	350	GBP	2019	2021	4,750	5,000
Eni Finance International SA	295	ś	299	EUR	2028	2043	3,875	5,441
Eni Finance International SA	162		167	YEN	2019	2037	1,955	2,810
Eni Finance International SA	1.528	5	1.533	USO	2026	2027		variabile
	16.725	179	16.904
Altri prestiti abbligazionari
Eni SpA	873	2	875	USO		2023		4,000
Eni SpA	873	t	874	US O		2028		4,750
Enl SpA	393	4	397	USD		2020		41.0
En: Spr.	äūs	1	306	USD		2040		5,700
Eni USA Inc	349	[1]	340	USD		2027		2300
	2.799	7	2.000
	19.518	196	19.704

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a £4.596 milioni. Nel corso del 2018 sono state emesse nuove nobligazioni ordinarie per €2.844 milioni.

Le informazioni relative al prestito obbligazionario convertibile emesso da Eni SpA sono le seguenti;

If prestito obbligazionario prevede una formula equity-linked cash-settled non diluitivo con un valore di rimborso legato al prezzo di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti hanno la facoltà di esercitare il diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbligazioni saranno regolate mediante cassa, senza effetto dilultivo per gli azlonisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio

÷.

di prezzo, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (cd. cash-settled call options]. Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione di conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni call sulle azioni Eni acquistate sono valutate a fair value con imputazione degli effetti a conto economico.

$83942683$

バラ・エル (BIT)シッキ ニコングラム crist

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2018 il programma risulta utilizzato per €16,7 miliardi.

Le passività finanziarie sono di seguito analizzate nella vaiuta in cui sono denominate e con l'indicazione del tasso medio ponderato di riferimento.

							31.12.2017 ----------- - - - - - -	$\cdots$ $\cdots$ $\cdots$
. $\sim$ Euro			18.635		904	$ =$	20.094
---------------- Dollaro USA	- . - 1.007 --------------------	-------- 2,5	4,530		1.329		1.694 $\cdots$
Altre valute	495		518		. .		-627 $- \cdot \cdot \cdot - - -$
_ Total.	2.182		23.683	-- $-- - - -$			22.465

Al 31 dicembre 2018 Eni dispone di linee di credito a breve uncommitted non utilizzate per €12.484 milioni [€11.584 milioni al 31 dicembre 2017) e difinee di credito a lungo termine committed non utilizzate per €5.214 milioni (€5.802 milioni al 31 dicembre 2017). Questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.

Al 31 dicembre 2018 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamento.

Il fair value dei debiti finanziari a tungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, si analizza come segue:

[Elmillioni]		31.12.2017
Obbligazioni ordinarie	20.257	19,219
Obbligazioni convertibili	399	410
Banche	3,445	4.021
Altri Finanziatori	111	114
	24, 212	23.754
$- - - - - -$

Il fair value dei debiti finanziari è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri con tassi di sconto compresi tra -0,2% e 2,9% (-0,2X e 2,5% a) 31 dicembre 2017].

La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve termine.

non produce effetti significativi considerato il breve poriodo di tempo Intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scodenza e le condizioni di remunerazione.

Le variazioni del debiti finanziari si analizzano come segue:

$\cdots$ ------- $-24.707$ 2,242 22.465 Valore al 31.12.2017 (713) 1.033		$\cdots$	---------- . . . . 벌 w 든 Debit 효 $\cdots\cdots$	퍋	$\cdots$ ה י Ξ
					--- - - - --	$[$ E milloni $]$
						Assonzioni e rimborsi
188 126 ЧĿ Differenze di cambio da conversione e da allineamento
494 Variazione dell'area di consolidarsento
[29] SS Altre variazioni non inonetarie
2.182 23,683
Valore al 31,12,2018

I debici finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

$83942/686$

19 | Analisi dell'indebitamento finanziario netto

L'analisi dell'indebitamento finanziario netto indicata nel "Commento si risultati economico-Nnonziari" della "Relazione sulla gestione" è la seguente:

		AZ 2018			31.12.2017
E milionij		Longinis A. Martin Maria		Correnti	Non correntl :	Totale
A. Disponibilità liquide ed equivalenti	10,836		10.036	2363		7.363
B. Atowith finanziarie destinate of trading	6.552		6.552	6.017		6.012
C. Arrività finanziarie disponibili per la vendita				207		207
$D.$ Liquidità $[A+H+C]$	17.388		17.388	13.582		13.582
E. Crediu finanziari	188		189	209		209
F Passività finanziarie a breve termine verso banche	383		383	20t		20t
6. Passività finanziario a longo termine verso bancho	76.B	2.710	3.478	801	3.200	4.001
Fl. Prestiti obbligazionari	2.781	17.313	20.094	1.445	16.907	18.352
I. Passività finanziarie a breve termine verso entitè correlato	661		651	164		164
L. Altre passività finanziarie a breve termine	1.138		1,138	1.877		1.877
M. Altre passività finanziarie a lungo termine	52	59	111	40	72	112
N. Indebitamento finanziario lordo (F+G+R+J+L+M).	5.783	20.082	25,865	4.52B	20.179	24.707
0. Indebitamento finanziario netto [N-D-E].	${11.793}$	20.082	8.289	[9.263]	28.179	10.916

Le attività finanziarie destinate al trading sono illustrate alla nota n. 6 - Attività finanziarie destinate al trading.

I crediti finanziari sono commentati alla nota n. 15 - Altre attività finanzíarie.

20 Fondi per rischi e oneri

[Craifioni]	Copu ī Ĕ 흡 Ā å	Fondarisch mblentali	Ţ. tenzi riachi a Fanda 튑.	Fonda per imposte	Ē 흒 compagnie assicurazion i. Ě E Danda C Į ã	a Pardi clpate à D an Elimpi	륺 assicurazion MUTUS Fanda	halovala Fanda	Calen I e ristrutturazioni ਚੋ Fintes	Ë. i E	uul tondi r	Totale
Yatore at 31.12.2017	8.126	2.653	1.107	527	205	182	76	140	65	60	306	13.447
Accontonamenti		299	14B	73	493	48	5Ł	Э	19		223	1.363
Rilevazione iniziale e variazione stima	(502)											(502)
Onera finanziari connessi al trascorrere dei tempo	259	[12]	2									249
Utilizzi a fronte oneri	(190)	[287]	214	[118]	(481)			[17]	[14]	(22)	[1001]	[1.443]
Utilizzi per esuberanza		(33)	[289]	[31]		$\left( 1\right)$		$[17]$			(18)	(389)
Variazione dell'area di consolidamento.	(1.024)	$[11]$	(1)	[6]				$\left(5\right)$			(2)	(1.051)
Differenze cambio da conversione	153		34	1ř								210
Atre variazioni	(45)	[14]	37	[20]	110	(27)	з	$[2] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The graph $\mathcal{N}_1$ is a function of the input and the number of input regions.} \label{fig:1} %$	[4]		(36)	2
Valore al 31.12.2018	6.777	2.595	824	440	327	204	130	108	66	36	377	11,886

[*] Di importa unitazio inferiore si 650 minoni.

Il fondo abbandono e ripristino siti e social project accoglie la stima. dei costi che saranno sostenuti al termine dell'attività di produzione di idrocarburi per la chlusura mineraria dei pozzi, la rimozione delle strutture e il ripristino dei siti del settore Exploration & Production [€6,266 milioni], Le revisioni iniziali e variazione stima negative per €502 mllioni comprendono gli ertetti dell'incremento della curva dei tassi di attualizzazione, in particolare il dollaro USA; tale effetto è stato parzialmente compensato dall'iscrizione delle nuove obbligazioni

sorte nell'esercizio e dalla revisione in aumento delle stime dei costi di abbandono, Gli oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo rilevati a conto economico di €259 milioni sono stati determinati con tassi di attualizzazione compresi tra -0,2% e 6,1% [-0,01% e 5,9% ol 31 dicembre 2017]. Gli esborsi più significativi connessi agli interventi di smantellamento e di ripristino saranno sostenuti in un arco temporale che copre i prossimi 45 anni.

Il fondo rischi ambientali accoglie la stima degli aneri relativi a inter-

$83942$ (85

Fair Stricture

Enterpresent

Support

venti di bonifica ambientale e di ripristino dello stato dei sucli e delle falde delle aree di proprietà o in concessione di siti prevalentemente dismessi, chiusi e smantellati o in fase di ristrutturazione per i quali sussiste, alla data di bilancio, un'obbligazione legale o "constructive" di Eni all'esecuzione degli interventi, compresi gli oneri da "strict liability" cice connessi agli obblighi di ripristino di siti contaminati che rispettavano i parametri di legge al tempo in cui si verificarono gli episodi di inquinamento o a causa della responsabilità di terzi operatori ai quali Eni è subentrato nella gestione del sito. Il presupposto per la dlevazione di tali costi ambientali è l'approvazione o la presentazione dei relativi progetti alle competenti amministrazioni, ovvero l'assunzione di un impegno verso le competenti amministrazioni quando supportato da adeguate stime. Alla data di bilancio, la consistenza del fondo è riferita alla Syndial SpA per 62.009 milioni e alla linea di business Refining & Marketing per £348 milioni.

Il fondo rischi per contenziosi accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuall e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per precedimenti antitrust e di altra natura, il fondo ò stato stanziato sulla base della miglior stima della passività esistente alla data di bilancio ed è riferito al settore Exploration & Production per €653 milioni. Gli utilizzi a fronte oneri e per esuberanza di €503 milioni sono riferiti principalmente alla definizione di una price revision relativa ad un contratto di vendita gas long-term che trova compensazione nella riduzione del credito verso il fornitore rilevato nolle altre attività non correnti.

Il fondo per imposte riguarda gli oneri che si prevede di sostenare per contenziosi e contestazioni pendenti con le Autorità fiscali in relazione alle incertezze applicative delle norme in vigore di consociate italiane ed estere del settore Exploration & Production per €397 milioni.

Il fondo riserva sinistri e premi compagnie di assicurazione accoglie gli oneri verso terzi previsti a fronte dei sinistri assicurati dalla compagnia di assicurazione di Gruppo Eni Insurance DAE. A fronte di tale passività sono iscritti all'attivo di bilancio €236 milioni di crediti verso compagnie di assicurazione prosso le quali sono stati riassicurati parte dei suddetti rischi.

Il fondo copertura perdite di imprese partecipate accoglie gli stanziamenti effettuoti in sede di valutazione delle partecipazioni a fronte di perdite eccedenti il patrimonio netto delle imprese partecipate e riguarda in porticolare Industria Siciliana Acidu Fosforico - ISAF - SpA [in liquidazione] per £114 milioni.

Il fondo mutua assicurazione DIL occoglie gli oneri relativi ai premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi S anni alla Mutua Assin curazione BIL Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere.

Il fondo esodi agevolati è riferito principalmente allo stanziamento degli onerì a carico Eni nell'ambito di procedure di collecamento in mobilità del personale italiano attivate in esercizi precedenti.

21 Fondi per benefici ai dipendenti

(C miliani)		31.12.2017
Plani a benefici definiti: -358	275	264
. Piar i esteri a benefici definiti	385	409 . . .
- Fisde, altri piani medici esteri e attri	148 MAY ARE 809	135 826
tikri fondi per benefici al dipendenti i	909	194
______ .	1.117	1.022 المستحسنة

L'ammontare delle passività relative agli impegni Eni di copertura delle spese sanitario del personole è determinato sulla base dei contributi versati dall'azienda,

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti riguardano gli incentivi mone-

tari differiti per E136 milioni, i piani isopensione di Eni gas e luce SpA per €132 mílioni, i premi di anzianită per €22 milioni, il piano di incentivazione di lungo termine ancora in essere per £B milioni e gli altri piani a lungo termine per €11 milioni.

83942 (686

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

									31.12.2017
(E milioni)							Ë	Plani osteri a benefel definiti	piami medi c i esteri a altri FISDE, altri	benefici defin Totale plant	per benefici al dipendent Attri fondi	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio	284	997	135	1.416	194	1.61D	298	995	136	1.329	150	1.487
Costo corrente		22	2	29	42	Z.		24	s	26	54	80
Interessi passivi		31	S	37	1	38	Ĵ.	$\overline{29}$	Z	34	1	35
Rivalutazioni:	Í.	$\overline{[25]}$	13	[11]	30	19	$\overline{E}$	54	$\lfloor 1 \rfloor$	47	Е	50
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi damografiche.								[14]		(14)		[14]
- [Urili) perdite amuariali risultunti da voriazioni nelle ipotesi finanziorie		[31]	ł	[30]	29	ſIJ	ſŜĴ	σ		66	3	59
- Effetta dell'esperienzo passata		Б	12	19	1	20	{1}	${3}$	[1]	[5]		冏
Costo per prestazioni passate e [utili] perdite per estinzione		Ż	ĭ	Е	115	118		$[1]$	z	1	58	29
Contributi al piano:								t		1		1
- Contributi dei dipendenti				1		1		1				1
Benefici pogati	[15]	[35]	(9)	[59]	(M)	( 33 )	[10]	(37)	$\overline{F}$	I EZ L	(36)	(99)
Riclassifica ad attività destinate alla vendita		$\left( 0 \right)$		(B)		ŧΘ)		{12}		(12)	$\overline{2}$	14)
Variazione dell'area di consolidamento.		[90]		(90)	(2)	(92)	$\left( 1\right)$	[15]	$\left{ \mathbf{1}\right}$	[17]	侚	(20)
Differenze di cambio da conversione e altre variazioni	1	ŻБ	4	91	Е	34		59	1	60	į9)	51
Valore attuale dell'obbligazione alia fine dell'esercizio [a]	275	925	148	1.348	909	1.657	264	997	135	1.416	134	1.610
Attività a servizio del piano ati'inixio dell'esercizio.		586		586		588		619		619		619
interossi attivi		17		17		17		20		20		20
Rendimento delle attività a servizio del piano		(21)		(21)		[21]		12		12		12
Contribuți al piano:		25		25		zS		24		24		翌
- Contribuți dei dipendenti		Í		1		$\mathbf{r}$ …∓		1		$\mathbf{1}$		1
- Contribuți del datare di Iavoro.		24		24		24		23		23		23
Benefici pagati		(25)		[ Z6 ]		[26]		(25)		$\overline{[25]}$		(25)
Variazione dell'orea di consolidamento		(64)		[64]		(64)		(15)		(15)		(15)
Differenze di cambio da conversione e aftre variazioni		26		26		26		(47)		[47]		[47]
Attività a servizio del plano. alia fine dell'esercizio (b)		545		545		545		598		506		588
Massimale of attività all'inizio dell'esercizio
Modifiche ne, massimale di attività				\$		5
Massimalo di attività alla fine dell'esencizio (c)				5		5
Passività nette rilevata in bilancio (a-b+c).	275	385	148	808	309	1.117	284	409	135	BZB	194	1.022

petenza dei partner per attività di esploraziona e produzione per un ammontare di €181 milioni e di €177 milioni rispettivamente al 31 di-

I fondi per benefici ai dipendenti comprendono la passività di com- cembre 2018 e al 31 dicembre 2017; a fronte di tale passività è stato iscritto un credito di pari ammontare.

$\ddot{\phantom{0}}$

$8394268+$

		Plani esteri	FISBE. sitri plani	Totale plani	Ateri fondl per
		a benefici	medici	a benafici	benefici al
{# mitioni]	TFR	Hittigh	esteri a altri	de Aniti	dipendenti	Totale :
2018
Costa corrente		27	2	29	42	21
Costo per prestazioni passate e [utili] perdite per estinzione Interessi passivi [attivi] netti:		2		3	115	t18
- Interessi passivi sull'obbilgoziana		31		37		38
- Interessi attivi sulle attività o servizio del piono		(12)		ï7		$\omega_{l}$
Totale interessi passivi (attivi) netti		14		20		ℤ
- di cui rilevato nel "Costo lavora"						1
di cui rilevato nel "Praventi (aperi) finonziori"		14		30		20
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					30	30
fotale		43		52	188	240
- di cui rilevato nel "Costo lavoro"		29	3	32	188	220
-di cui rilevato nei "Proventi (aneri) finanziari".	∡	14	2	20		20
2017
Casto corrente		24		26	54	60
Costo per prestazioni passate e (utili) perdite per estinzione		$[1]$	2	$\mathbf{1}$	28	29
Interessi passivi (attivi) netti:
- Interessi passivi sull'abbligazione	з	29	z	34		35
· Interessi attivi sulle ottività a servizio del piano		[20]		(20)		20)
Totale interessi passivi (attivi) netti	з	9	2	14	1	15
di cui rilevoto nel "Costo lavoro".					Ĭ	1
di cul tilevata nei "Proventi (aneri) finanziari".	3	g	г	14		14
Rivalutazioni dei giani a fungo termine					Е	$\overline{3}$ .
Totale.	3	32	6	41	66	127
di cui rilevoto nel "Costo lavora"		23	4	27	86	រថ្
di cui rilevato nei "Proventi (uneri) finanziari"	З	9	г	14		14

						2017
(Emilioni) $\cdot$ $\cdot$				TFR	Plani esteri a benefici ' definiti	FISDE. attri pieni medici esterl e altri	Totalc pianl a benefici definiti
Rivalutazioni:
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche					14		14
- [Urili) perdite attuanali risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziarie	131		(30)	[5]			86
- Effetto dell'esperienza passata		12	19	ſ1,	13	$[1]$
- Rendimento delle attività a servizio del piono.			21		[12]		[12
- Modifiche nel massimale di attività
		13	15	[6]

/\ ~

纂

Le attività el servizio del piano si analizzano come segue:

(Emilioni)	Disponitiikit liquide ad egulvalenti ;	Strumenti rappresentativi " dicapitale	Strumentl reppresentativi di dobito	Immobili		Fondi : comuni di Derival : investimento	Atdvite detenute de compagnie di assicurazione	Altre attività : iolale
31.12.2018 Attività a servizio del plano:
- con prezzi quotati in mercati attivi	115	37	238	6		56	13	20.	542
- con prezzi non quototi in mercati attivi							э
	115		238			56	21	70	545
31.12.2017 As wità a servizio del piazo:
- con prezzi quotati in mercati atuw	16	48	329	10	э	60.	13	100.	585
- son prezzi aan quotati. in mercati attivi							З
	15	48	329	10		60	16	100	588

Le princípali ipotesi attuariali adottate per valutore le passività alla fine dell'esercizio a per determinare il costo dell'esercizio successivo sono di seguito indicate:

(A)		TFR	Piant esterl a bana Rol definiti	FISDE. altri piani medici estert a sitri	Altri fond par benofici ai dipendenti
2018
Tasso di scunto		1,5	0.8-18.D	1.5	0,21,5
Tasso tendenziale di crescita dei salari		2,5	1,5-15,5
Tasso o'inflazione		1,5	$0.0 - 16.0$	1.5	1,5
Asvettotiva di vita afl'età di 65 anni.	(anni)		13-25	24
2017
Tesso di sconto		2,5	0, 0.15, 5	1,5	$0.0 - 1.5$
fasso tendenziale di crescita dei salari.		2,5	1,5-13,5
Tasso d'inflazione		1.5	$0.6 - 14.8$
Aspettativa di vito offetà di 65 anni.	[anni]		13-24	24

Le principali ipotesi attuariali adottate per i piani esteri a benefici definiti più rilevanti si analizzano per areo geografica come segue:

					Pioni esteri
-60	Entasolia	ftesta Europa	Africa.	Flasto del Mondo	s bene Hei definiti
2018
Tasso di sconto	1,5-1,9	$0.8 - 2.9$	17-18.0	8.0-13.3	0,8-18,0
Tasso tendenziale di crescita del salari	1,5-3,0	2.5-3.8	$5.0 - 16.5$	$10.0 - 13.3$	$1, 5 - 16, 5$
Tasso d'Inflatione	15-2.0	$0.8 - 3.3$	3,7-16,0	3,3-5,0	0.8-16.0
Aspettativa di vita all'otà di 65 anni anni]	21.22	23-25	13-17		13.25
2017
Tasso di sconto	$1.5 - 1.8$	$0,6 - 2,5$	3.745.5	4.1-B.D	$0.6 - 15.5$
Tasso tendenziale di crescita dei salari.	1,5-3,0	2,5-3,7	5,0-13,5	1.5-10.0	1,5-13,5
Tasso d'Inflazione	$1.5 - 1.9$	0,6-3,4	3.7-14.8	1.54.6	$0.6 - 14.9$
`וחמם] Aspettasiya di vita all'età di 65 anni.	21-24	22.24	13-17		13.74

BILANCIO CONSOLIDATO 2018 | NOTE AL DILANCIO

195

Ent Artisk und Fil

$8394269$

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

[Emiliani] 31.12.2018	Tesso di sconto 的复数人	$-$ Hido 2 km $^{-2}$	Tasso di Initezione Michaelfo.	Tasso tendenziale : di creacita del salari The Second Composition	Tasso tendenziale di crescita del costo crescita dalle raniterio Bastaniak	Tasso di pensioni 抗作用前面的
Effetto sull'obbligazione [DBG]
FFR	f121
Piani esteri a benefici definiți	[58]	65	23
Fisde, altri piani medici esteri e altri	〔7
Attri Fondi per benefici al dipendenti	(5)
31.12.2017
Effetto sull'obbligazione [080]
TFR	[13]	14
Zani esteri a benefici definiti	(72)	29
Fisde, altal plant medici esteri e altri.	7
Altri l'ondi per benefici ai dipendenti	31

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

fici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a €129 milioni, di cui £48 milioni selativi ai piani o benefici definiti.

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

Il profilo di scadenza e la durata media ponderata delle obbligazioni. per piani a benefici ai dipendenti sono di seguito indicati:

202	64	103	-25
14	04
	29
18	70
	65		58
15			64
10,1	174	12,B	2,6
			20
			$\cdot$ $ \cdot$ 67
			72
			81
	18 201	54 56 64 24	14

ă

$9394260$

22 Passività per imposte differite e attività per imposte anticipate

[E m.illoni]	Itayadi (	31.12.2017
Passività per imposte differite lorde	2956	10.169
Attività per imposte anticipate compensabili	13.664.	[4.269]
Passività per imposte differito	4.272	5.900
Attività per imposte anticipate al netro del fondo svalutazione.	ZE15	8.347
Passività per imposte differite compensabili	3.584	: 4.269!
. Attività per imposto anticipato.	3.931	4.078

La natura delle differenze temporanee più significativo che hanno determinato le passività per imposte differite e attività per imposte anticipate è la seguente:

[Emilioni]		31.12.2017
Passività per imposte differite lorde.
ammortamenti eccedenti.	6.612	8,323
-differenza tra fair value e valore contabile degli asset acquisiti.	849	1.106
- abbandono e npristino ski (attività materati).	85	30S
- applicazione del costo medio ponderato per le rimanenze.	44	70
- altra	366	365
	2956	10,159
Attività per imposte anticipate lorde
- perdito fiscali portate a raiovo.	15.5281	(5.240)
abbandono e ripristino siti (fondi per rischi e oneri).	[1.986]	(2,747)
ammartamenti deducibili in futuri osercizi -	[2,104]	(2.164)
· accontonamenti per svatutazione crediti, rischi e oneri non deducibili	(1.460)	[1.404]
- svalutazioni delle immobilizzazioni non deducibili.	(792)	(601)
- over/under ilfting	(604)	[39S]
- benefici ai dipendenti	12121	[194]
- utiʻi infragruppo	{124]	[130]
- altre	[546]	(534)
	[13.356]	(19.609)
Fondo svalutazione attività per imposte anticipato	5.741	5,262
Attività per imposte anticipato al netto del fondo di svalutazione.	17615)	[8:347]

La movimentazione delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate si analizza come segue:

	Passività		Fondo syalutazione	Attività per imposte
{E miliani]	per imposte differite large	Attività per imposte anticipate lorde	attività par imposte anticipate	anticipate almetto del fondo svalutazione
2018
Valore al 31.12.2017	10.169	[13.609]	5.262	[8.347]
Modifica del criteri contabili (IFFS 15)		(237)		(237)
Vajore et 01.01.2018	10.206	[13.846]	5,262	[8.584]
Incrementi	1.147	[1.478]	253	[1.225]
Georementi	(802)	1.523	(43)	1.430
Differenze di cambio da conversione	283	[278]	71	1207
Variazione dell'area di consolidamento	(2.778)	813		813
Altre voriazioni	(100)	(90)	190	108
Velore Finale	7.956	[13.356]	5.741	(7.615)
2017
Yalore iniziale	10.953	[13.698]	5.622	(0.076)
Incrementi	1.171	[2.341]	212	(2.129)
Decrementi	[835]	1588	(349)	1.239
Differenzo di cambio da conversione	[1.123]	862	(202)	660
Altre variazioni.		(20)	(21)	$\frac{1}{1}$
Valore finala	10.169	[13.609]	5.262	[8.347]

$\ddot{\phantom{a}}$

$83942691$

Bail Printing State Admit Action

Le perdite fiscali ammontano a £19.108 milioni e sono utilizzabili illimitatamente per €13.753 milioni. Le perdite fiscali sono riferite a società italiane per €10,766 milioni e a società estere per €9.322 milioni; le relative imposte differite attive ammontano rispettivamente a £2.615 milioni e €2.913 milioni.

portabili a nuovo in un periodo mediamente superiore a cinque esercial con una parte rilevante riportabile a nuovo illimitatamente. Il recupero fiscale corrisponde ad un'afiquota del 24% per le imprese italiane e ad un'aliquota media del 35% per le imprese estere.

4 fondo svalutazione attività per imposte anticipate è riferito a società italiane per€4.133 milioni e a società estere per€1.609 milioni.

Secondo la normativa fiscale italiana lo perdite fiscali possono essere pottate a nuovo illimitatamente. Le perdite fiscali delle imprese estere sono ri-

Le imposte sono indicate alla nota n. 32 - Imposte sul reddito.

23 . Strumenti finanziari derivati e hedge accounting

		DA TANGGARA TILAK BALANG KA			11.12.2017
[finding]	FLATISEK VER 新油 难道 ta sekin	SIMARY RINGLES .	MATHEMATIC	Fair value attivo :	Fair value passivo	Gerarchia del fair value - Livello
Contratti darivati non di copertura							¥
Contratti su valute
- Currency swap		46		170		Z.
- Interest currency swap		71		41	45	z
Outright		5		3	5	z
	116	122		214	136
Contratti su interessi
Interest rate swap	ᅓ			9.	5
	18			ġ	5
Canuatti su merci
- Future	1.060	1,107		796	221
- Over the counter	306	284		61	97
- Altra		5		1
	1.367	1.396		878	870
	1,501	1,524		1.101	1.011
Contratti derivati di nagoziazione.
Contrarti su merci
Over the counter	992	1.031	z	603	829	κ,
Future	367	263		395	390	1
· Opziani	ЭŪ	71		133	£14	2.
	1.439	1,365		1.211	1,333
Contratti derivati cash flow hedge.
lomratti su merci
Over the counter	311	195		222	21
Future	25	15		35
	337	211		262	21
Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili	21	21		16	16	2.
otale contracti derivati lordi	3,298	3.121		2.590	2.391
sholtsangmout	[1.636]	(L536)		[1.279]	[1.279]
intale contratti derivati netti	1.662	1.485		1,311	1.102
) i cut:
-correnti	1.554	1.445		1.231	1.011
non correnti	68	40		80	٠ği

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

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS,

Il fair value degli strumenti finanziari derivati di negoziazione riguarda operazioni sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario.

i fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguarda operazioni in derivati su commodity poste in essere nei settore Gas & Power con l'obiettivo di minimizzare il rischio di variabilità dei cash flow futuri associati a vendite attese con elevata probabilità o a vendite già contrattate derivanti dalla differente indicizzazione dei contratti di somministrazione rispetto al contratti di approvvigionamento. La medesima logicaè utilizzata nell'ambito delle strategie di riduzione del rischio di cambio. Gli effetti della valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati cash flow hedge sono indicati alle note n. 25 - Patrimonio netto e n. 29 - Costi. (2 informazioni relative ai rischi oggetto di copertura e alle politicho di hedging sono indicate sila nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei dischi 6nanziari

Le opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili di E21 indioni guardano il prestito obbligazionario equity-linked cash-settled. Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 18 – Passività finanziabe La compensazione degli strumenti finanziari derivati è riferita al settore Gas & Power.

Nel corso dell'esercizio 2018 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelli della gerarchia del fair value.

93942/692

Gli strumenti finanziari di copertura si analizzano come segue:

	3.599	398
- Future	21	. . .
- Over the counter	3.SZB	404
Contratti su merci
Contratti doriveti cash flow hedge		---------------------------------------
(Emilioni)

L'esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA per €1.154 milioni, compresi nel portafoglio di liquidità strategica, è coperta utilizzando in una relazione di fair value hedge, te differenze di cambio negotive per €35 milioni nel 2018 che

maturano su una porzione dei prestiti obbligazionari in dollari USA di €1.140 milioni.

Oi seguito è fornita l'anolisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell'ambito di coperture cash flow hedge:

[Emilloni] Cash flow hedge
Rischio prezza commadity	______
- Vendite programmate	(389	Έł.	842.
	19891	[1]]	642

Eni è esposta alle fluttuazioni del prezzo delle commodity energetiche. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati negoziați nei mercati organizzati, MTF, OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter [in porticolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione che non vengono regolati tramite consegna fisica del sottostante ma sono designati come strumenti di copertura in una relazione cash flow hedge.

Ai fini della qualificazione dell'operazione come di copertura è verificata l'esistenza di una relazione economica tra l'oggetto coperto e lo stru-

riazioni di valore e che tale capacità di compensazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte. Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e lo strumento di coper-

mento di copertura tale da operare la compensazione delle relative va-

tura, ed hedge ratio, è definito in modo coerente con le strategie e gli obiettivi specifici di risk management definiti.

Le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non più coerenti con la strategia di copertura; pertanto in queste fattispecie la relazione di copertura non soddisfa più gli obiettivi di risk management definiti. Maggiori informazioni sono fornite alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.

Effetti rilevati tra gli Altri proventi (oneri) operativi

Gli altri proventi (oneri) operativi relativi a strumenti finanziari derivati su commodity si analizzano come segue:

{E milioni] . Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow bedge	2017	2016
Proventi (oneri) rætti su altri strumenti finanziari derivati i

1 proventi (oneri) netti su strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge riguardano la quota inefficace del fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity posti in essere dal settore Gas & Power.

| proventi (oneri) netti su altri strumenti finanziari derivati riguardano: (i) gli effetti da regolamento e valutazione a fair value degli strumenti finanziari derivati su merci privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS, di trading sui prezzi delle commodity e per attività di trading proprietario per €129 milioni di proventi netti (oneri netti per €44 milioni e proventi netti per €36 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016]; (ii] la valutazione a fair value di derivati impliciti presenti nelle formule prezzo di contratti di fornitura di lungo termine di gas nel settore Exploration & Production per oneri netti di €19 milioni nel 2016.

Fai Relazione "inonzianale Annunzia

$83942683$

Effetti rilevati tra i Proventi (onerl) finanziari

[Cmillent] - Strumenti finanziari decivati su valute i finanziari derivati su tossi di interesse - Opzioni	(329) 22	2017 809 20	2016 494 -- ---- '12) 24
	[307]	837	482

I proventi finanziari netti su strumenti finanziari derivati comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie. Gli strumenti finanziari derivati su cambi comprendono la gestione del rischio di cambio economico implicito nelle formule prezzo delle commodity del settore Gas & Power. l costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con garti correlate.

24 Attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili

Le attività destinate alla vendita e possività direttamente associabili, rispettivamente di €295 milioni e €59 milioni, riguardano: (i) la società Agip Oil Ecuador BV, titolare del contratto di servizio del giacimento ad olio di Villano per la quale è stato firmato un accordo vincolante di cessione. I valori di iscrizione delle attività destinate alla vendita e passività direttamente associabili ammontano rispettivamente a €274 milioni (di cui attività correnti €81 milioni) e a €59 milioni (di cui passività correnti E33 milioni]; (fi) la cessione di attività materiali e partecipazioni minoritarie per un valore di iscrizione complessivo di £21 milioni.

Nel corso del 2018 sono state effettuate: [i] la cessione del 96,99% (intera quota posseduta) delle società consolidate Tigăz Zrt e Tigá $t$ 0so (100X Tigãz Zrt) che operano nell'attività di distribuzione gas in Ungheria al gruppo MET Holding AG; (ii) la cossione da parte di Lasmo Sanga Sanga del ramo d'azienda relativo alla quota del 26,25% (intera quota posseduta] nel PSA del giacimento a gas e condensati di Sanga Sanga; (iii) la cessione del 50% (intera quota posseduta) della parte cipazione nella joint venture Unimar Lic.

25 Patrimonio netto

Patrimonio netto di Enf

Al 1e gennaio 2018 gli effetti dell'applicazione dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15 sono i seguenti:

		Utili relativi			Totale -
	Labhale	CHEOSCIL		Utife	patrimonio
[Cmilioni]	BOCIBIO	precedenti	Altra riserve	dell'esercizio	netto di Enl
Saidi al 31.12.2017	4.005	35.966	4.685	3.374	48.030
Modifica dei criteri contabili [IFRS 9].		294			294
Modifica dei criteri contabili (JFRS 15)		149			(49)
5aidí al 01.01.2018	4.005	36.211 .	4.685	9.974	48.275

Gli eftetti della prima applicazione degli IFRS 9 e IFRS 15 sono commentati alla nota n. 3 – Modifica dei criteri contabili.

Ã

$33942696$

{€ milioni]		31.42.2017
Capitale sociale	4,005	4.005
Utill relativi a esercizi precedenti	36.702	35.966
Riserva per differenze cambio da cosversione	6.605	4,818
Riserva legale	959	959
Riserva per acquisto di azioni proprie	581	581
Riserva DC, strumenti finanzlari devivati tash flow hedge	{9}	103
Riserva DCI piani a benefici definiti per i dipendenti	(130)	(14)
Riserva OEI portecipazioni valutate al patrimonio netto	66	90
Riservo OC! partecipazioni valutate al fair value	15
Altre riserve	190	190
Azieni proprie	(551)	(581)
Acconto sul dividendo	${1.513}$	(1.441)
Utile (perdita) dell'esercizio	4.126	3.374
the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract o	51.016	49.030

Capitale sociale

Af 31 dicembre 2018, il capitale sociale di Eni SpA, interamente versato, ammonta a €4.005.358.876 ed è rappresentato da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale (stessi ammontari al 31 dicembre 2017).

Il 10 maggio 2018, l'Assemblea ordinaria degli azionisti di Eni SpA ha deliberato la distribuzione del dividendo di £0,40 per azione, con esclusione delle azioni proprie in portaroglio afla data di stacco cedola, a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2017 di €0,40 per azione; il saldo del dividendo è stato messo in pagamento il 23 maggio 2018, con data di stacco il 21 maggio 2018 e "record date" il 22 maggio 2018. Il dividendo complessivo per azione dell'esercizio 2017 ammonta perciò a £0,80.

Riserva legale

La riserva legale di Eni SpA rappresenta la parte di utili che, secondo quanto disposto dall'art. 2430 del Codice Civite, non può essere distribuita a titolo di dividendo. La riserva ha raggiunto l'ammontare massimo richiesto dalla legge.

Riserva per acquisto di azioni proprie

La riserva per acquisto di azioni proprie riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti.

			Riserve strumenti finanziari e benefici ai dipendenti
--	--	--	-------------------------------------------------------	--	--	--	--	--	--	--	--	--	--

	Ö	Effertio 룮			Ë de ale
[Emeioni]	Riser ă			률 ě	ᇤ
Riserva al 31.12.201.	240	(57)	103	(133)	19	[114]	80
Variazione dell'esercizio	399	[116]	283	15	[2]	[17]
Differenze cambio					$\mathbf{1}$
Variazione dell'area di consolidamento					[3]
Rigiro a rettifica Rimanenze	l TO.	з	[7]
Rigiro a conto economico	[642]	174	[46B]
Riserva al 31,12,2018	'tJ}	۰	[9]	1143)	п	[130]	66	15
Riserva al 31.12.2016.	246	(57)	189	[99]	[13]	[112]	21
Variazione dell'esercizio.	(59)	14	[45]	{33)	29	(4)	69
Differenze cambio				$\left(1\right)$
Rigiro a conto economico	\$3	[14]	39
Riserva al 31.12.2017	240	(57)	183	[133)	פו	114	90

La riserva relativa alle partecipazioni valutate a fair value non comprende gli effetti della prima applicazione dell'IFRS 9 di £681 milioni rilevati negli Utili relativi a esercizi precedenti.

E il Releviene

Financial

Ē

i
E

$83942695$

Altre riserve

Le altre riserve riguardano per: {i} £127 milioni la variazione delle riserve di Gruppo in contropartita alle interessenze di terzi a seguito dell'acquisto o cessione di quote di partecipazioni consolidate; [ii] 663 milioni le riserve di capitate di Eni SpA.

Riserva per differenze cambio

La riserva per differenze cambio riguarda le differenze cambio da conversione in euro dei bilanci delle imprese operanti in aree diverse dall'euro.

Azioni proprie

Le azioni proprie ammontano a £581 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017) e sono rappresentate da n. 33.045.197 azioni ordinarie Eni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017) possedute da Eni SpA. L'Assemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di

Incentivazione di Lungo Termine azionario 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necossario per l'attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo. di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano.

Acconto sul dividendo

Uacconto sul dividendo 2018 di €1.513 milioni pari a €0,42 per azione è stato deliberato il 13 settembre 2018 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, coromo 5, del Codice Civile. Cacconto è stato messo in pagamento if 26 settembre 2018.

Riserve distribuibili

Il patrimonio netto di Eni al 31 dicembre 2018 comprende riserve distribuibili per circa £46 miliardi.

Prospetto di raccordo del risultato dell'esercizio e dei patrimonio netto di Eni SpA con quelli consolidati

[Emiliani]	W. She	2017
Come da bijancio di esercizio di Enj SpA	3.173	3.5B6	42.615	42.529
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di esercizio, comprensivi dei risultati di esercizio, rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	[194]	(466)	7103	5.11
Rettifiche effettuate in sodo di consolidamento per:
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile.		[1]	153	145
- rettifiche per uniformità dei principi contabili	862	202	2,000	719
- aliminazione di utili infragruppo	177	198)	[519]	{BO7}
-imposte sul reddito differite e onticipate	59	144	[969]	[617]
	4.137	3.377	51.073	48.079
Interessenze di terzi	[11]	(3)	[57]	(49)
Come de bilancio consolidato	4.126	3.374	51.016	48.030

83942/696

26 ; Altre informazioni

Informazioni supplementari del Rendiconto finanziario

[5 mition]	2018.	2017	2016
Analisi degil investimenti in imprese consolidate e in rami d'azienda acquisiti
Attività correnti	44
Attività non concenti	198
Disponsbilità finanziarie nette (indobitamente finanziario netto).	11
Passività correnti e non correnti	[47
Effetto netto degli investimonti	206
Valore correste della quota della partecipazione posseduta coma dell'acquisizione del controllo	(50)
Provento da bargain purchase	E0)
Totale prezzo di acquisto	148
a dedurre:
Disponibilità liquide ed equivolenti	(29)
(mprese consolidate e rami d'azienda al netto dello disponibilità liquide ed equivalenti acquisite	119
Analisi del disinyestimenti di imprese consolidate o di rami d'azienda ceduti
Artività correnti	328	165	6.526
Atrività nen ontrenti	5,029	814	B.615
Disponibilità finanziarie nette (indebitamento finanziario netto)	785	(252)	(5.415)
Passività correnti e non correnti	[3.470]	(205)	[6.334]
Effetta netto dei disinvestimenti.	2.722	523	3.392
Riglassifica delle differenza di cambio rilevate tra le altre componenti dell'atile complessivo	113
Valore corrente della quota di cartecipazioni mantenute dopo la cessione del controllo	(3.498)		(1.006)
Valutazione al fair value per business combination	BA 9
Plusvalenze (minusvalenza) per disinvestimenti	13	2.148	11
Interessenze di terzi			(1.872)
Totale prezzo di vendita	239	2.671	532
a dedurre:
Disponibilità liquida ed squivolanti	(285)	[9]	[894]
Imprese consolidato e rami d'azienda al netro delle disponibilità liquido od equivalenti cedute	[47]	2,662	(362)

51i investimenti del 2018 hanno riguardato: {i} l'acquisizione del ramu d'aziendo da parte di Versalis SpA delle attività "bio" del Gruppo Mossi & Ghisolfi relativo alle attività di sviluppo, industrializzazione, licensing di tecnologie e processi bio-chimici basati sull'utilizzo di fonti rinnovabili per £75 milioni; (ii) l'acquisizione della quota residua del 51% della partecipazione in Gas Supply Company Thessaloniki-Thessalia SA che distribuisce e commercializza gas in Grecia per £24 milioni al netto della cassa acquisita di £28 milioni; [iii] l'acquisizione della società Mestri Piinovodi distribucija plina doo che distribuisce e commercializza gas in Slovenia per £15 milioni al netto della cassa acquisita di £1 milione. Il provento da bargain purchase, rilevato nella voce Akri ricavi e proventi, è dovuto alle sinergio ottenibili dalla maggiore capacità di recuperare in tariffa gli investimenti fato dalla società acquisita dovuta alla combinazione dei portafogli clienti.

I disinvestimenti del 2018 hanno riguardato. (i) la perdita del controllo di Eni Norge AS a seguito dell'operazione di business combination con Foint Resources AS con la costituzione della joint venture valutata all'equity Var Energi AS (interessenza Eni 69,60%) che svilupperà il porta-

foglio progetti delle due cetità combinate. L'operazione ha comportato l'esclusione dall'area di consolidamento di attività nette per €2.485 milioni, di cui disponibilità liquide ed equivalenti per E25B milioni, la rilevazione della partecipazione in Var Energi AS per €3,498 milloni e di un provento a conto economico per valutazione al fair value di €889 mllioni al netto del realizzo di differenze passive di cambio per £123 milioni; (ii) la cessione del 9B,99% (intera quota posseduta) delle società consolidate Tigáz Zrt e Tigáz Dsc (200% Tigáz Zrt) che operano nell'attività di dissribuzione gas în Ungheria al gruppo MET Holding AC per €145 milioni al netto della cassa ceduta di €13 milioni; (Jii) la cessione da parte di Lasmo Sanga Sanga del ramo d'azienda relativo alla quota del 26,25% [intera quota posseduta] nel PSA del glacimento a gas e condensati di Sanga Sanga per £33 milioni; [iv] la cessione del 100% della società consolidata Eni Crootia BV titolare di quote di progetti a gas in Croazla a INA Industrija Narte dd ocr £20 milioni al netto della cassa ceduta di £15 milioni; (v) la cessione del 100% della società consolidata Eni Trinidad and Tobago I td che detiene una quota di un progetto a gas in Trinidad & Tobago per E10 milioni.

$\mathcal{L}^{\text{max}}{\text{max}}$ , and $\mathcal{L}^{\text{max}}{\text{max}}$ $\mathbb{R}^+$ $\cdot$ $\mathcal{L}^{\pm}$ J.

Eni A-vernas - 'ndakin dynastyk 2014

$27$ | Garanzie, impegni e rischi

Garanzie

(Ciniliani)		31.12.2017
Imprese consolidate $- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -$	5.082	5.595
the company of the company of the company Imprese controllate non consolidate	196	101
Imprese in joint venture è collegate	4.056	10.046
Attri	163	352
	9.497	15.174
the the follows three fitters in the

Le garanzie comprendono le garanzie rilasciate da Eni a beneficio delle parti terze che hanno gli obblighi contrattuali di costruire e finanziare l'unità di Floating Production di LNG del valore complessivo di €4.5B6 milioni ai fini dello sviluppo delle riserve gas della scoperta Coral nel permesso Area 4 nell'offshore del Mozambico, Eni è operatore con una quota del 25% del progetto attraverso la partecipazione azionaria del 35,71% nella joint operation Mozambico Ruvuma Vanture SpA. Il progetto Coral ha ottenuto la FID il 1º giugno 2012. L'impianto FLNG della capacità di produzione di circa 3,37 milioni di tonnellate/ anno sarà di proprietà della società di scopo Eoral FLNG SA (quota Eni-25%) che eseguirà un servizio di liquefazione del gas, stoccaggio e caricamento su navi metaniere a beneficio dei Concessionari dell'E-PCIC di Area 4 e degli altri due soci di Mozambico Rovuma Venture SpA, CNPC ed ExxonMobil ciascuno in proporzione al proprio participating interest indiretto nell'EPCIE di Area 4, pari rispettivamente al 20% e al 25%. Il gas liquefatto sarà venduto alla società petrolifera BP sulla base di un contratto di lungo termine con clausola di take-or-pay della durata di 20 anni con l'opzione di estenderne la durata fino ad altri dieci anni consecutivi (UNG Sale and Purchase Agreement). A copertura degli obblighi contrattuali derivanti dal contratto di Engineering Procurement Construction Installation and Commissioning [EPCIE] nei confronti del consorzio di costruzione Technip - JGC - Samsung Heavy Industries, Eni, tramite una propria controllata, ha emesso una Parent Company Guarantee pro-quota a copertura di eventuali pagamenti non onorati da parte di Coral FLNG SA fino all'ammontare massimo di 61.147 milioni, corrispondenti al 25% del valore del contratto. Il valore della garanzia decresce nel corso della durata del contratto in accordo alla struttura dei pagamenti. Il rinanziamento del progetto è coperto in parte da capitale equity degli upstreamer e in parte da un project financing con Export Credit Agencies e banche commerciall dell'ammontare complessivo di 64.082 milioni. Nella fase relativa alla costruzione e messa in esercizio dell'impianto FLNG, il project financing sarà assistito dalla garanzia di rimborso (cosiddetta 'Debt Service Undertaking" - "DSU"] per un valore massimo stimato di €1.397 milloni în proporzione alla guota del 25% di partecipazione di Eni all'iniziativa industriale. Nella fase di esercizio dell'impianto, una volta superati tutti i performance test richiesti dai lender, tale garanzia sarà rilasciata e il finanziamento diventerà interamente non recourse nei confranti dei Concessionari. Nella fase di esercizio, le garanzie a favore dei lender saranno limitate al solo perimetro del progetto, senza dare in garanzia le riserve gas, con rimborso del finanziamento e dei costi accessori in base al meccanismo del "pau-when-paid", secondo cui il rimborso avverrà in base agli incassi derivanti dalle vendite

dell'LNG generato dal progetto al long-term buyer, senza obbligo per Eni e per gli altri Concessionari di ripianare eventuali coficit, Inoltre, i-Concessionari hanno aperto una linea di credito, impegnandosi ognuno pro-quota a finanziare: (i) gli esborsi equity di competenza della società di Stato del Mozambico ENH fino ad un importo massimo di €121 milioni in quota Eni; [ii] la quota di DSII di spettanza ENH fino ad un importo massimo di £155 milioni in quota Eni. Infine, in base a quanto previsto dal contratto petrolifero che regola le attività di ricorca e produzione di idrocarburi dell'Area 4, Eni SpA in qualità di Parenti Company dell'operatore ha emesso contestualmente all'approvazione del primo piano di sviluppo delle riserve dei permesso, una garanzia irrevocabile a beneficio del Governo del Mozambico e di terze parti a copertura di eventuali danni o violazioni contrattuali derivanti dalle attività petrolifere eseguite nell'area contrattuale, comprese le attivitá svolte da società di scopo quali la Coral FLNG. La garanzia a favore, del Governo del Mozambico è di ammontare illimitato (impegno non) quantificabile], mentre per la parte a copertura di claims di parti terze! prevede un massimale di €1.309 milioni. La garanzia avrà efficacia fino al completamento delle attività di decommissioning relative sia all piano di sviluppo Coral sia ad altri progetti dell'Area 4 (quali in particolare Mamba). In concomitanza all'emissione, di tale garanzia al 100% sono state emesse a favore di Eni SpA delle controgaranzie da parte degli altri Concessionari di Area 4 [Kogas, Galp, ed ENR) e degli altri due soci della joint operation Mozambico Rovuma Venture SpA (CNPC e ExxonMobil) in proporzione ai participating interest in Area 4. Le garanzie rilasciate nell'interesse di imprese consolidate riguardano principalmente: (i) contratti autonomi rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni o gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €2,576 milioni (€2.312 milioni al 31 dicembre 2017); [ii] la garanzia bancaria di €1.010 m|lioni [stesso ammontare el 31 dicembre 2017) rilasciata a GasTerra al fine di ottenere la rinuncia da parte di quest'ultima al provvedimento cautelare provvisorio di sequestito operato sulla partecipazione Eni in Eni International BV richies/o e ottenuto dal giudice olandese nel mese di luglio 2016. L'impegno erfettivo a fronto delle suddette garanzie è di €5.000 millioni [e5.564 milioni al 31 dicembre 2017).

Le garanzie rilasciate nell'interesse di imprese in joint vendre é cullegate riguardano principalmente: (i) la fidejussione di €499 milioni (€6.122 milioni al 31 dicembre 2017) rilasciata da Eni SpA a Treno Alta Velocità - TAV - SpA [ora RFI – Rete Ferroviaria Italiana SpA] per il port tuale e corretto adempimento del progetto e dell'esecuzione lavori della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV (Consorzio Eni per l'Alta Velocità) Uno (collegata Saipem). Il decremento di €5.623 milioni

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è dovuto alla cancellazione delle garanzie a seguito del completamento. dei principali lotti del progetto; (ii) fidejussioni e altre garanzie personali rilasciate a banche în relazione alla concessione di prestiti e linee di credito per €1.664 milioni (€1.623 milioni al 31 dicembre 2017), di cui €1.397 milioni riferiti alle garanzie rilasciate nell'ambito del progetto di sviluppo delle riserve gas della scoperta di Cocal nell'offshore del Mozambico (€1.334 milioni al 31 dicembre 2012); (iii) contratti autonomi ed altre garanzie personali rilasciati a terzi a fronte di partecipazioni a gare d'appalto e rispetto degli accordi contrattuali per €1.644 milioni (€2,122 milioni al 31 dicembre 2017), di cui €1.147 milioni relativi

ogli impegni assunti per la reofizzazione dell'impianto galleggionte di liquefazione del gas nell'ambito del progetto di sviluppo riserve gas della scoperta di Coral nell'offshore del Mozambico (£2.094 milloni al 32 dicembre 2017] e €279 milioni rifasciati nell'Interesse del gruppo Saipem (€1.008 milioni al 31 dicembre 2017); (iv) la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'Interesse di Angola LNG Supply Service Llc [Eni 13,60%] a copertura degli impegni relativi al pagamento delle fee di rigassificazione per €177 milioni [€189 milioni al 31 dicembre 2017). L'impegno effettivo a fronte delle suddette garanzie é di €2.159 milioni (€2.594 milioni al 31 dicembre 2017).

impegni e rischi

(Cinikani) _______		31.12.2017
jingegni $\cdots$	54.621 seminaria e a concelho de la con-	14.498
Rischi	673	691
	55.204	15.189
------ _________		Service Communication of the Communication

Gli impegni riguardano principalmente: [i] le parent company guarantees rilasciate a fronte degli impegni contrattuali assunti dal settore Exploration & Production per l'attività di esplorazione e produzione di idrocarburi quantificabili, sulla base degli investimenti ancora da eseguire, in €52.397 milioni {€11.289 milioni of 31 dicembre 2017]. Caumento di 541,108 milioni è riferito essenzialmente: [a] all'ernissione di parenti company guarantees, nell'ambito delle transazioni con la società petroilfera di Stato di Abu Dhabi ADNOC che ha previsto l'assegnazione a Enidelle quote di partecipazione nelle due concessioni offshore in produzione di Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and Nasr (Enl 10%) della durato di 40 anni e dell'ammontare massimo di €13.094 milioni e di una quota di partecipazione del 25% nella Concessione di Gasha della durata di 40 anni e dell'ammontare massimo di £21.824 milioni. Entrambe le garanzie sono state rilasciate a copertura delle obbligazioni contrattuali nei cenfronti della società di Stato, derivanti dalle operazioni petrolifore connesse ai due Concession Agreements tra cui, in particolare, il conseguimento di alcuni target di produzione e di fattore di recupero delle riserve a medio-lungo termino, un piano di asset integrity e di ottimizzazione e mantenimento della produzione dopo il conseguimento del plateau, il trasferimento di tecnologie e l'adozione di standard operativi best-in-class in materia HSE. Va evidenziato che le garanzie non coprono eventuali perdite di profitto o di produzione derivanti dal mancato conseguimento dei target; (b) all'emissione di parent company guarantees per €6.831 milioni a seguito dell'assegnazione di nuovi titoli esplorativi nell'offshore del Messico e della decisione finale d'investimente per lo sviluppo delle riserve dell'Area 1 nell'offshore; {ii] Fimpegno assunto da Eni USA Gas Marketing Lic nei confronti della società Angola LNG Supply Service Lic per l'acquisto del gas rigassificato al terminale di Pascagoula (USA) per 20 anni (fino al 2031). Tale impegno contrattuale stimato in €2.079 milioni (€2.113 milioni al 31 dicembre 2017) è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bilancio indicati nel successivo paragrafo "Rischio di liquidità". Nell'ambito di tale progetto nel corso del 2018 è cessato l'impegno contrattuale nei confronti della società Gulf LNG Energy LIc [GLE]. Gulf LNG Pipeline LIc (GLP) per la fomitura di sorvizi di importazione e rigassificazione long-term (fino al 2031) di LNG sulla base del contratto "Terminal Use Agreement" (TUA) (stipulato in data 8 dicembre 2007 tra-Eni USA da una parte e GLE e GLP dall'altra] dell'ammontaro di £948 mifioni al 31 dicembre 2017 (undiscounted), in forza di un fodo arbitrale che

tra l'attro dichiarava il TUA risolto a far data dal 1º marzo 2016, e di fatto il riconoscimento alla controparte di un compenso equitativo netto di £324 milioni, ritevato nel conto economico dell'esercizio. Nonostante la pronuncia del tribunole arbitrale che dichiarava risolto il TUA, GLE e GLP hanno presentato un ricorso presso la Corte Suprema di New York contro Eni SpA. per l'escussione della parent compay guarantee (in base alla quale Eni SpA garantiva il pagamento di determinate commissioni da parte Eni USA ai sensi del TUA), nello specifico, sostenendo che Eni SpA dovrebbe continuare a pagare tali commissioni, nonostante il TUA sia stato risolto nel 2016, per un ammontare massimo di €757 milioni. Eni SpA ritiene che le contestazioni di GLE e GLP siano prive di fondamento e si sta opponendo alle stesse in fase di giudizio; (iii) gli impegni, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, derivanti dalla firma del protocollo di intenti stipulato con la Regione Basilicata, connesso al programma di sviluppo petrolifero proposto da Eni SpA nell'area della Val d'Agri per €116 milioni (€128 milioni al 31 dicembre 2012); questo impegno contrattuale è valorizzato nella tabella degli impegni contrattuali fuori bifancio indicati nel successivo paraerafo "Rischio di liquidità".

f rischi riguardano: [i] indennizzi relativi a impegni assunti per la cessione di partecipazioni e tami aziendali per £244 milioni (€235 milioni al 31 dicembre 2017); (ii) rișchi di custodia di beni di terzi per £429 milioni {€456 milioni al 31 dicembre 2017].

Impegni non quantificabili

La Parent Company Guarantee rifasciata neldinteresse della società a controllo congiunto Cardón IV SA (50% Eni), titolare della concessione del giacimento Perla in Venezuela, per la fornitura a PSIVSA GAS del gas estratto fino all'anno 2036, termine della concessione mineraria. Tale garanzia non è quantificabile in modo oggettivo essendo venuta meno, a seguito della revisione degli accordi contrattuali, la clausola di risoluzione unilaterale anticipata prevista înizialmente per Eni con la quantificazione della relativa penale. In caso di inadempimento dell'obbligo di consegna il valore della garanzia sarà determinato secondo la logislazione locale. Il valore complessivo della fomitura in quota Eni [50%] pari a ¢irca €13 miliardi, pur non costituando un riferimento valido per valorizzare la goronzia prestata, rappresenta il valore teorico massimo del rischio. Analoga garanzia

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è stata prestata ad Eni da PDVSA per l'adempimento degli obblighi di ritiro da oarte di PDV5A GAS.

A seguito della cessione di partecipazioni e di rami aziendali Eni ha assunto rischi non quantificabili per eventuali indennizzi dovuti agli acquirenti a fronte di sopravvenienze passive di carattere generale, fiscale, contributivo e ambientale. Eni ritiene che tali rischi non comporteranno offetti negačvi rilevanti suf bilancio consolidato.

Gestlone dei rischi finanziari

RISCHI FINANZIARI

La gestione dei rischi finanziari și basa su lince di indirizzo emanate dal CdA di Eni SpA nell'esercizio del suo ruolo di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e coordinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziani"). Le "Linee di indirizzo" deflniscono per ciascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurezione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione,

RISCHIO DI MERCATO

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambio, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano influire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopra Indicate "Linee di indirizzo" e da orocedure che fanno riferimento a un modella centralizzato di gestione delle attività finanziarie, baseto sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA, Eni Finance USA Inc e Banque Eni SA, quest'ultima nei limiti imposti dalla normativa bancaría in tema di "Concentration Alsk") nouché su Eni Trading & Shipping per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare, Finanza Eni Corporate ed Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento del surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambi e in derivati finanziari non commodity di Eni mentre Eni Trading & Shipping SpA assicura la negoziazione su? mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraversol'attività di exercition. Eni SpA ed Eni Trading & Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading B. Shipping Inc.] svolgono la negoziazione di derivati finanziari sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europet e non europel, Multilateral Trading Facility (MTF), Organised Trading Facility (CITF) e piattaforme di intermediazione in genere (ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading B: Shipping ed Eni Son sulla base delle asset class di competenza. I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'attica di ottimizzazione. Eni monitora che ogni attività in derivati classificata come risk reducing (ossia riconducibile a operazioni di Back to Back, Flow Hedging, Asset Backed Hedeing o Portfolio Management) sia direttamente o indirettamente collegata agli asset inquetriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio al cui Eni è esposta o potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivati non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario. L'attività di trading proprietario è segregata

ex ante dalle attre attività in appositi portafogli di Eni Trading & Shipping e la relativa esposizione è soggetta a specifici controlli, sia in termini di VaR e Stop Loss, sia in termini di nozionale lordo. Il rezionale lordo delle attività di trading proprietario, a livello di Eni, è confrontato con i limiti imposti dalle normative internazionali rilevanti. Lo schema di riferimento definito attraverso la "Linoc di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di limiti massimi di rischio accettablle espressi în termini di Stop Loss, ossia della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale, e di Soglie di revisione strategia, ossia del livello di ProfitREnss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e in termini di Volue at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portafoglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, ipotizzando variazioni avverse nelle variabili di mercato e territo conto della correlazione esistento tra le posizioni detenuto in portafoglio. Con riferimento ai rischi di tosso di interesse e di tasso di cambio, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Operativa che centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefici del netting. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle roccomandazioni del Comitato di Basilea per la Vigifanza Bancaria e I fimiti di rischio sono definiti in base a un approccio prudenzialo nella gestione degli stessi nell'ambito di un gruppo industriale. Alle società operative è indicato di adottare politiche finalizzate alla minimizzazione del rischio, favorendone il trasferimento alle Strutture di Finanza Operativa. Per quanto riguardo il rischio di prezzo delle commodity, le "Linee di indirizzo" definiscono le regole per una gestione finalizzata all'ottimizzazione dell'attività "core" e al perseguimento degli obiettivi di stabilità relativi ai margini commerciali/

industriali. In questo caso sono definiti limiti massimi di rischio espressi in termini di VaR, di Soglie di revisione strategia, di Stop Loss e di volumi con riferimento all'esposizione di natura commerciale e di trading proprietazio, consentita in via esclusiva a Eni Trading & Shipping. La defega a gestire il rischio di prezzo delle commodity prevede un meccanismo di allocazione e sub-allocazione dei limiti di rischio alle singole unità di business esposte. Eni Trading & Shipping, oltre a gestire il rischio riveniente dalla propria attività (di natura commerciale e di trading), accentra le nchieste di copertura in strumenti derivati delle esposizioni commerciali Eni, garantendo i servizi di execution nell'ambito dei mercati di riferimento.

Nell'ambito degli obiettivi di struttura finanziaria contenuti nel Piano Finanziario approvato dal CdA, Eni ha definito la costituzione e il mantenimento di una riserva di liquidità all'interno della quale si individua l'ammontare di liquidità strategica, per consentire di far fronte a eventuali fabbisogni straordinari, gestita dalla funzione finanza di Eni SpA con l'obiettivo di ottimizzazione del rendimento pur garantendo la massima tutela del capitale e la sua immediata liquidobilità nell'ambito dei limiti assegnati. L'attività di gestione della fiquidità strategica comporta per Eni l'assunzione di rischio mercato riconducibile all'attività di asset management realizzata tramite operazioni in conto proprio la ottica di ottimizzazione finanziaria del rendimento pur nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, e con gli obiettivi di futela del capitale e disponibilità immediata della liquidità. ÷ Le quattro tipologie di rischio di mercato, le cui politiche di gesticoa e di contrallo sono state sopra sintetizzate, presentano le caratteristiche di seguito specificate.

RISCHIO DI MERCATO TASSO DI CAMBIO

L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti: sul risultato economico per effetto

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della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/deciti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversiune di attività e passività di aziende che redigono il bilancio con monota funzionale diversa dall'euro. In generale, un apprezzamento dei dollaro tISA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull'utile operativo di Eni e viceversa. Cobiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodity; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di aziende che redigono il bilancio con moneta. funzionale diversa dall'outo non è di norma oggetto di copertura, salvodiversa valutazione specifica.

Eni centralizza la gestione del rischiu di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di businessi coinvolte e coprendo con il moscato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal netting. Al fine di gestire l'esposizione residua, le "Linee di indirizzo" ammettono l'utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in porticolare swap e forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algorami di valutazione standard di mercato e su guotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici. Jl VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischio tasse di cambio di Enii viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio porametrico [varianza/covorianza], adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giorni.

RISCHIO DI MERCATO - TASSO D'INTERESSE

Le oscillazioni dei tassi di interesse influiscono sul valore di mercato delle attività e passività finanziarie dell'impresa e sul livello degli oneri finanziari netti.

L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di interesse nel perseguimento degli obiettivi di struttura finanziaria definiti e approvati nel "Piano Finanziario". Le Strutture di Finanza Operativa, in funzione del modello di finanza accentrata, raccolgono i fabbisogni finanziari Eni e gestiscono le posizioni rivenienti, ivi incluse le operazioni di carattere strutturale, in coerenza con gli objettivi del "Piano Finanziario" e garantendo il mantenimento del profilo di rischio entro i limiti definiti. Eniutilizza contratti derivati su tasso di interesse, in particolare interest Rate Swap, per gestire il bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso o indebitamento a tasso variabile. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su tassi di interesse, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/ contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici.

Il VaR derivante da posizioni a rischio tasso di interesse viene calculato. con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico (varianza/ covarianza), adottando un livello di confidenza pari al 93% e un holding period di 20 giorni.

RISCHIO DI MERCATO - COMMODITY

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materia prime è dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli obiettivi deliniti nel piono quadriennale e nel budget, il rischio di prezzo delle commodity è

riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: (i) esposizione strategica: esposizioni identificate dizettamente dal CdA in quanto (rutto di scelte strategiche di Investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includeno, ad esempío, le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contratti di vendita (già stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il CdA identifica come esposizione di natura strategica (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del margine stesso o alle attività di asset backed (ledging) e le scorte obbligatorie minime; (ii) espesizione commenciale, tale tipologia di esposizioni include le componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali/industriali e, qualora connesse a impegni di take-or-pay, le componenti non contrattualizzate afferenti l'orizzonte temperale del piono quadriennale è del budget e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotate dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di logiche rischio/rendimento tramite l'implementazione druna o più strategie e sono soggette a limiti di rischio specifici (VaR, Soglie di revisione strategia e Stop Loss). All'intorno delle esposizioni commerciali si individuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flessibilità/opziunalità degli asset; [iii] esposizione di trading proprietario: operazioni attuate in conto propno in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla deliveru, sia nell'ambito dei mercatifísici, sia dei mercati finanziari, con robiettivo di ottenere un profitto al verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss). Rientrano nelle esposizioni di trading proprietario le attività di origination qualora queste non siano collegabili ad asset fisini o contrattuali.

si rischio strategico non è eggetto di sistematica attività di gestione/ copertura, che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni aziendali o di mercato, Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di straordinarietà, è demandato al top management. Tale fattispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio manon è soggetta a specifici ilmiti di rischio. Previa autorizzazione da parte del CdA, le esposizioni collegate al rischio strategico possono essere impiegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi [Natural Hedge] e ridurre conseguentemente il ricorso agli strumenti derivati (attivando pertanto logiche di mercato interno). Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni, per mezzo dell'unità di Trading (Eni Trading & Shipping) per la gestione del rischio commodity e delle competenti funzioni di finanza operativa per la gestione del collegato rischio cambio, utilizza strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati, MTF 07F e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione a fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari info-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle Lince di Business esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica conderata, adottando un lívetio di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

Ent Relazione (Indicatore di General

ănie.

RISCHIO DI MERCATO - LIQUIDITÀ STRATEGICA

il rischio di raercato riveniente dall'attività di gestione della porzione di riserva di liguidità denominata "liquidità strategica" è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti [obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o quando sono valutati in bliancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propone principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari (es. difficaltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio lungo termine in scadenza in un orizzonte temporale di 24 mesi. Al tine di regolare l'attività di investimento della liquidità strategica, Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, articolati in termini di tipologia di strumenti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durato; ha individuato altresì un insieme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l'attività di

gestione della fiquidità strategica è softoposta a una struttura di limiti in terraini di VaR (calcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervalto di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in termini di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Faese di emissione, duration, classe di rating, e tipologia degli strumenti di investimento da Inserire nel portafoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permesso il ricorso alla feva finanziaria ne la vendita allo scoperto. L'operatività della gestione obbligazionaria ha avuto inizia nel secondo semestre 2013 (Portafogilo espresso in euro) e 2017 (Portafoglio espresso in USD). Nel 2018, il rating medio del portafoglio espresso in etro è pari a A-/BBB+ e quello del portafoglio espresso in USD a A-/A, entrambi in linea con i valori del 2017.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2018 in termini di VaR (raffrontati con quelli dell'esercizio 2012) per quanto attiene ai rischi tasso di interesse e di cambio, nella prima parte, nonché al tischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity sivariazioni dei tassi di interesse.

[Valsie at flisk - approprio parametrics variance/covoris (ize; holding peried: 20 giornis intervallo di confidenza: \$9%)

							20 t	$\cdots$
(Emillon)					Massimo	Minima	Media ว จด	ine esercizio . .
Tasso di interesse ta	3.65	1.00	46 .	2.99	コワの			2,58
Tasso ----	υ.,	0.02				በ ብቁ		0. 26

(a) I valori relativi al YaR di Tasso di Interesse e di cambio comprendono le segueral strutture di Finanza operativa Finanza Operativa Envi Corpora ÚSAInc

[Value at RISA - approccio simulazione atorica; holding pariod: 1 giorno; knorvalin di confidenza: 95%]

							2012
€ milioni]					$\cdots$ lassimó	Minimo	Media .	Fine escraizio $ - - - - - - -$
. . Portfalio Marme	18.60	6.79	11.04	250	74.		A JE	---
irading iai	2,28	ጠ ኃር	. --	$- -$	12.5 MM			0.66 _ _ _

(e) Il porimetro concisto nell'arga di business Gas & LNG Parketing and Power (esposibler) originano delle anee Adriang & Marketing e Gas & Power | Eni Trading&Sulsping portasogão Commerciale, es and the state of the control of the distribution of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of th (b) Latività di cadiag processio cross-commodity, sa su contesti fisio che in strumenti deliver) (harmani, fa capo a En Toding & Shipping SpA | Londra-Bruxelles-Sing pore] ed a ET&S Inc [Houston].

[Senshivity - Dollar Value of 1 basis paint - 0/8P]

							2017
[6 miliani]	Hogenon				Massimo	Minima	Media	Fine escreizia
Liquidità strategica tal	0.35	0,25	0,29	0,25	0,41	0.27	0,35	0,27
[a] Experent oft a della gestione del porta foglio di liquidità strategica è initiata nel luglio 2013.
(Sensitivity - Boflar Value of Libasis polen - DVBP)							- 54		41
							2017
(1 milioni)					Massimp	Minimo	Media
Liquidità strategicalai	0.04	D.D1	0.02	0.02	1.04	0,02	0.03

(a) Experiment de la gestione del portafoglo di liquidici, su ategica in 5 è iniziata nell'agosto 2017.

$83942$ $(402$

RISCHIO DI CREDITO

Il rischio di credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte, Eni ha definito policy di gestione dol rischio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle transazioni commerciali e finanziarie avuto riguardo tra l'altro, per queste ultime del modello di finanza accentrato adottato.

En| ha adottato en modello per la quantificazione e il controllo del rischiocredito basato sulla valutazione dell'Expected Loss. L'Expected Loss costituisce il valore della perdita attesa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.

All'interno del modello di gestione e controllo del rischio credito, le esposizioni creditizio sono distinte in base alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relative ai contratti strutturati sulle commodity oggesto del core business di Eni, ed esposizioni di natura finanziaria, sostanzialmente relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobiliari.

Rischio credito per esposizioni di natura commerciale

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanzo e amministrazione dedicate, ed è operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e l'affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione dei contenzioso. A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione. e il controlio della rischiesità del cliente, in particolare la rischiosità delle controparti commerciali è valutata attraverso un modello di rating interno che combina i diversi fattori predittivi del defoult derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici. Per le controparti rappresentate da Entità Statali o ad esse strettamente correlate [es. National Oil Company]. ta probability of default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'impairment degli asset non finanziari. Infine, per le posizioni retail, in assenza di rating specifici, la rischiosità è determinata differenziando la clientela per cluster omogenei di rischio sulla base delle serie storiche dei dati relativi agli incassi, periodicamente aggiornate.

Rischio credito per esposizioni di natura finanziario

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanzisria derivante essenzialmente dall'impiego della liquidità corrente e strategica, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con sottostante físico con controparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell'esposizione e della concentrazione attraverso limiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento o corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, definite a fivello di CdA e basate sul rating fornito dalle principali agenzie. Il rischio è pestito dalla funzione di finanza operativa e da Eni Trading & Shipping per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e

aree di business limitatamente alle operazioni su fisice con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata, Nell'arsbito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per clascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamento per la singola entitò legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato e controllato attraverso la valutazione giornaliera dell'utilizzo degli affidamenti e l'analisi periodica di Expected Loss e concentrazione.

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk) a di liquidare attività sul mercato (asset liquiditu risk]. La conseguenza del verificarsi di detto evento è un impatto negativo sul risultato economico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.

Ira gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al mercato dei capitall) ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticità operativa di programmi di sviluppo Eni. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breve termine e alta liquidabilità, privilegiando un profilo di rischio molto contenuto.

Allo stato attuale, la Società ritiene di disporre di fonti di finanziamento adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziarie, attraverso la disponibitità di attivi finanziari e di linee di credito nonche l'accesso, tramite li sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tipologie di finanziamento a costi competitivi.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazie al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a 620 miliardi; al 31 dicembre 2018 il programma risulta utilizzato per circa €16,7 miliardi.

Standard & Poor's assegna ad Eni il rating A- con outlook Stabile per il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eniil rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per if debito a brave, il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogene e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade det rating sovrano italiano può ripercuotersi sul rating delle società emittenti italiane, tra cui Eni; nel corso del 2018 Moody's, a seguito della riduzione del rating assegnato all'Italia (da Baa2 a Saa3 con outlook stabile), ha ridotto il rating Eni di un notch (da A3 all'attuale Baa1).

Net 2018 sono stati emessi bond per un controvalore complessivo di circa €2,8 miltardi, di cul circa €1,1 miliardi nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes e circa £1,7 miliardi attraverso un'emissione dual-tranche sul mercato statunitense e sui mercati internazionali.

Al 31 dicembre 2018, Eni dispone di linee di credito non utilizzate a breve termine di €12.484 milioni, Le llnee di credito non utilizzate a lungo termine committed sono pari a £5.214 milioni, tutte scadenti oitre i 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sulla base delle normali condizioni di mercato.

menti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanziari compresi

÷,

Manufacture Class assistant

83942 03

Pagamenti futuri a fronte di passività finanziarie, debiti commerciali e altri debiti

i pagamenti per interessi e alle passività per strumenti Finanziari Nella tabella che segue sono rappresentati gli ammontari di pagaderivati.

$[E$ milloni]
31.12.2018							23.490
Passività finanziarie a fungo termine e quote a breve.	3.301	2.95B	1.541	1,753	2.714	11,723
Pasaività finanziarie a breve termine	2.182						2.182
Passività per strumenti finanziari derivati	1,445						1,485
	6.829	2.971	1.542	1.274	2.714	11.728	27.157
Interessi su debiti finanziari.	GSS	545	436	930	320	1,677	3.963
Garanzie fioanziarie	65B						668
				Anni di scadenza
	2018	2019 :	2020.	2021	2022	Ottre	Totale
31.12.2017
Passività finanziario a lungo termine e quote a breve	2.000	4.084	2.857	1.279	1.246	10.010	22.276
Passività linanziarie a breve termine	2.242						2.242
Passività per strumenti finanziari derivati	1.011	64	10		16		1.102
	5.253	4.148	2.867	1,200	1.262	10,810	25.620
Interesai su debiti finanziari	582	511	411	304	250	1.455	3.513
Garanzie finanziarie	473						473

Nella tabella che segue è rappresentato il timing degli esborsì a fronte dei debiti commerciali e diversi.

(€ millani 31.12.2018
Debiti commerciali	11.645			. 11.645
. Altri debiti e anticipi	5.102	S9.		5.257
	16.747	53.	96	16.902
		Anal di scadenza		.
-------------- ------ -----------------	2018		Ditro
__ 31.12.2017
Debiti commerciali	10.690			10,890
debiti e anticini	5.858		26	5.903
	16.748	19	26	15,793

Pagamenti futuri a fronte di obbligazioni contrattuali

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniate, Ent ha in essere obbligazioni contrattuali non annullabili o il cui annullamento comporta il pagamento di una penale, il cui adempimento comporterà esborsi negli esercizi futuri. Tali obbligazioni sono valorizzate in base al costo netto per l'impresa di terminazione del contratto, costituito dall'importo minimo tra i costi di adempimento dell'obbligazione contrattuale e l'ammontare dei risarcimenti/penalità contrattuali connesse al mancato adempimento.

Le principali obbligazioni contrattuali scon relative: (i) ai contratti takeoepau in base ai quali Eni ha l'obbligo di ritirare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare

i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nei piano industriale quadriennale approvato dolla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzio: ni di lungo termine del management; (ii) ai contratti di leasing operativo di impianti, immobill, terreni e altri beni, tra i quali i maggiori per imporko sono i leasing operativi di unità FPSD nel settore Exploration & Production utilizzate nello sviluppo dei progetti Offshore Cape Three Points in Ghana e il blocco 15/06 in Angola della durata compresa tra 11 e 14 ann $\dot{Y}$ Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali bibligazioni contrattuali in essere.

$83942$ (Loy

(6 miliani)							"还有自服"
Contratti di leasing operativo non annullabili (a)	776	601	481	303	258	1,524	3.953
Costi di abbandono e ripristino siti loj	335	294	407	260	124	12.394	13.814
Costi relativi a fondi ambientali	349	321	254	239	189	1.245	2596
Impegal di acquisto ler	14.674	11.258	10.649	9.683	9.546	26.014	131.824
- Gas
Take-or-pay	11.8B6	10.470	9,995	9,276	9.210	25.035	125,872
Ship-ac-pay	1,154	558	482	382	324	941	3.851
- Altri impegni di acquisto.	1.624	230	172	25	12	38	2.101
Altri Impegni	я					104	116
- Memorandum di intenti Val d'Agri	я					104	116
	15.142	12.475	11,792	10.488	10.127	91,701	152.303

ia) Noncisono significatve resvizioni imposte ad Enidagii accordini cosmo operativo con desimento alla displazione di cividendi, ata disponibilità degli aser a aria caperità di incebiursi.
[b] il fondo abbandone e fiphema delle saructure e il sipristino dei siti.

(c) Riguardano Impegal di acquisto di Anni o server me l'impresa è obbligata ad adempiere in quanto vincolarsi in base a contratto.

Impegni per investimenti

Nel prossimo quadriennio Eni prevede di eseguire un programma d'investimenti tecnici e in partecipazioni di E32,7 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento afla data di bilancio gli investimenti a vita intera relativi ai progetti committed. Un progetto è considerato committed quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement. Gli ammontari indicati comprendono impegni per progetti di investimenti amblentali.

		A SAN ANG PANGANGAN ANG PANGANGAN ANG PANGANGAN ANG PANGANGAN. Pang-pangangangan ang pangangangan ang panggangan ang panggangangan ang panggangan ang panggangan ang panggang
$[6 \text{ million}]$		A HALL STOCK AND A HOT A HALL STOCK.
1.11111111111111111111111111111111111 Impegni per invest/monti committed		6.492	4.927	3.45B	1.910	3.629	20.406

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i relativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue;

					2017
					Proventi (oneri) rilevati a
[£ mil oni]	Heili kkie,	Conton		Valora di Iscrizione	Conto economico	Altre ChrodNemi dell'utile corcolessivo
Strumonti finanziari velutati al fair value con effetti a conto
economica: - Attività finonziarie destinate al tradingi a l		32		5,012	[111]
- Stromenti derivati non di copertura e di trading io)	177	[170]		209	293
Strumenti finanzieri non correnti:
- Titoli da detenersi sino alla scadenza (al l
Strumenti finanziari disponibili per la vendita:
- Titoli ça l				207		14]
Partecipaxioni minoritarie valutate al fair value re)	919	231
Erediti a debiti e altre attività/passività valutate
al costo ammortizzato:
Crediti commerciali e altri crediti ra l	14.145	(343)		15,583	(958)
- Creditl flmanziari ca	1.469	(139)		1.918	[116]
Titoli -1	64
Debly commerciali e attri debiti ol	16.902	(28)		16.793	(5เ)
- Debiti finanziari n	25.865	(61S)		24.707	[1, 137]
ktuvita (passivita) nette por contratti derivati di copertura tul		642	(ZA3)		(42)	16)

[e] Gileffetti a conto economico sono stati dievati ael "Proventi (oper) dinapaiari".

(b) GYeffettin conto economico sono stati nievaŭ negli "Atri paventi [oner] oparativi" pr. C39 milioni di proventi [oner per C44 milioni nel 2012) e nei "Proventi (oneri) linanziare per C307 milioni di oneri (proventi par 6837 masoni nel 2017).

-------------------------------------international control control maneral perfect of minimide processions (created on FC), compared of interest attividad in base alrasso dinterests effective per E3B millon).
The CaDP created by the CaDP and the CaDP interes

[1] Blieffeltia conto oconomico cono statirile animal "Proventi (oneri) linonxia" per EBLS inflori di oneri (£1,137 miloni di uneri nel 2012) con prendvi di interesci pascivi calcelati in base el rasso di reser effectiva per 5605 millioni (\$664 millioni der 2012).

nce serve the content of the state of the serve of the serve of awards the realist conditions in the state of disease and the state of the state of the state of the state of the state of the state of the state of the state

ዄቚዸኯፙቚዿቝቚ፝ቑቚፙፙፙጞጞጜቑፙዀጟጜዹዸዸጜቘቚ፟፟፟፟፟፟፟ጜቝቝጞዿዸጜቝጜቘጞቘጞጞዿቝቔጞጞዿቝቘጞጞዿቝጜቝጞጞዿቝጜቚዿቝቚዄቝዿቝዹ
ጞቜቑጞቑጞቘቑቘቑቑቑቑቑቑቘጞጜጞዿ፝ጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞቔጞ

83942505

Informazioni sulla compensazione di strumenti finanziari

(Cmilion4)
31.12.2018
Attività finanziarie
Crediti commerciali e aftri crediti	15.5.4	1,533	14.101
Altre attività correnti.	3.894	1.636	2.258
Passività finanziaria
Debiti commerciali e altri debiti	18.200	1,533	16.747
Altre passività correnti	5.616	1.636	3,900
31.12.2017
Attività Rosaxiorie
Crediti commerciali e altri crediti	15.636	1,215	15.421
Altre attività correnti	2.852	1229	1,573
Passività finanziaria
Gebitl commerciali e aftri debiti	17963	1,215	16.748
Altre passività correnti the computation of the control of the control of the control of the computation of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the	Z.794	1,279	1.515

fii)

La compensazione di attività e passività finanziarie riguarda: [i] crediti e debiti verso anti di Stato dei settore Exploration & Production per €1.347 milioni [€1.041 milioni al 31 dicembre 2017] e crediti e debiti commerciali di Eni Trading & Shipping Inc per £186 milioni (£174 milioni al 31 dicembre 2012); (ii) altre attività e passività correnti relative a strumenti finanziari derivari per €1.636 milioni (€1.279 milioni al 31 dicembre 2017].

Contenziosi

Eni è parte in procedimenti civiti e amministrativi e in azioni legali collegati al normale svolgimento delle sue attività. Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dei fondi stanziati e rappresentando che in alcuni casi non è possibile una stima attendibile dell'onere eventuale, Eni ritlene che verosimilmente da tail procedimenti ed azioni non deriveranno effetti negativi rilevanti. Oltre a quanto indicato hella nota n. 20 - Fondi per rischi e oneri - di seguito sono sintetizzati i procedimenti più significativi per i quali, salvo diversa indicazione, non è stato effettuato uno stanziamento al fondo rischi in quanto un esito sfavorevole è gludicato improbabile o l'entità dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente $\mathbf{1}$

1.1. Procedimenti in materia di salute, sicurezza e ambiente di natura penale

Syndial SpA (quale società incorporante EniChem Agricoltufil ra SpA - Agricoltura SpA in Ilquidezione - Enichem Augusta Industriale Srf - Fosfatec SrI) - Sito di Crotone (Discarica di Farina Trappeto). Nel 2010 è stato avviato presso la Procura di Eratone un procedimento penale per disastro ambientale, avvelenamento di sostanze destinate all'alimentazione ed omessa bonifica in relazione all'attività della discarica ex Montedison "Farina Trappeto", divenuta di proprietà EniChem Agricoltura nel 1991. Tale discarica, in cui sono stati depositati gli scarti delle attività industriali dello stabilimento Montedison, oggi Edison,

è stata chiusa e partire dal 1989. A decorrere dal 1991, anno in cui la discarica è divenuta di proprietà del Gruppo Eni, non vi è stato più alcun conferimento di rifiuti ed è stato effettuata la messa in sicurezza nel 1999-2000. Il procedimento vede imputati alcuni dirigenti di società del Gruppo Eni che si sono succedute nella proprietà della discarica a partire dal 1991. Conclusa l'attività da parte dei periti nel corso del 2014, gli atti sono stati restituiti alla Procura por l'ulteriore corso e l'eventuale richiesta di rinvio a giudizio. La difesa ha presentato richiesta di archiviazione, mentre il Comune di Crotone si è costituito parte offesa. La Procura di Crotone ha notificato avviso di chiusura. delle indagini preliminari. Nel marzo 2019 il PM procedente ha chiosto durante l'udienza prefiminare il proscioglimento di tutti gli imputati. Nell'aprile del 2017 è stato aperto dalla Procura di Crotone un ulteriore procedimento penale sulle attività di bonifica dell'ares denominata "Farina Trappeto". La società ha presentato un nuovo progetto di bonifica già ritenuto approvabile da parte del Ministero dell'Ambiente. Sono in corso di completamento le autorizzazioni finali. Per questo secondo procedimento è stata presentata memoria per chiedeme l'archiviazione. Syndial SpA e Versalis SpA - Sito di Porto Torres. Nel 2011 la Procura di Sassari ba chiesto il rinvio a gludizio del direttore di stabilimento Syndial di Porto Torres per asserito disastro ambientale e avvelenamento di acque e sostanze destinate all'allmentazione. Si sono costituiti parte civile la Provincia di Sassi/ ri, il Comune di Porto Torres e altri soggetti, con esclusione delle parti civili che si erano costituite per gravi patologie sssociabili alle sostanze contaminanti presenti nella fauna itticalde porto industriale di Porto Torres, Nel 2013 è stato notificato avviso di conclusione delle Indagini pretiminari e nuova contestazione da parte della Procura per Imputazioni in forma colpose e non dolosa. A esito dell'udienza pretiminare il Tribunale di Sassani ha disposto sentenza di non doversi procedere ber interventito. prescrizione. A seguito di ricorso in Cassazione della Procura, la Corte ha riconosciuto la fondatezza della questione di legittimità Costituzionale circa i termini di prescrizione per il reato di disastro e ha accolto l'istanza, trasmettendo gli atti alla Corte Costituzionale. La Corte Costituzionale ha dichiarato non fon-

鸞

data la questione, ritenendo che la parificazione del termine prescrizionale per l'ipotesi dotosa e la corrispondente ipotesi colposa sía espressione di una non irragionevole discrezionalità legislativa sull'assunto che, in rapporto a determinati delitti colposi che suscitano particolare allarme sociale - come il disastro - la complessità degli accertamenti necessari giustifichi un allungamento dei termini di prescrizione. La Corte di Cassazione ha restituito gli atti alla Procura di Sassari che ha proceduto a ripresentare la richiesta di rinvio a giudizio. È in corso di svolgimento la fase dell'udienza preliminare.

• [iii] Syndial SpA e Versalis SpA Darsena Porto Torres, Nel 2012 il Tribunate di Sassari, su richiesta della Procura, ha disposto lo svolgimento di un incidente probatorio relativamente al funzionamento della barriera idraulica del sito di Porto Torres (gestito da Syndiaf) e alla sua capacità di impedire la dispersione della contaminazione, presente all'interno del sito, nel tratto di more antistante lo stabilimento. Sono stoti indagati gli amministratori delegati di Sundial e Versalis, oltre ad alcuni altri manager delle due società, per i quali la Procura aveva richiesto il rinvio a giudizio. Il Tribunale ha autorizzato la citazione dei responsabili civili Syndial e Versalis. Le parti civili costituite hanno chiesto. la figuidazione del danno ambientale: il Ministero e la Regione Sardegno per oltre E1,5 miliardi, mentre le altre parti civili si sono rimesse alla valutazione equitativa del giudice. Il Tribunale nel luglio 2016 ha assotto tutti gli indagati Sundial e Versalis. per il reato di disastro ambientale e deturpamento di bellezze. naturali (golfo dell'Asinara), condannando 3 dirigenti Syndial ad un anno e pena sospesa per il reato di disastro ambientale fimitatamente al periodo agosto 2010/gennaio 2011. Nessun riferimento è stato effettuato dal Giudice all'eventuale inefficacia della barriera idraulica e degli interventi di messa in sicurezza di emergenza su cui si fondava la posizione della Procura. La difosa ha presentato appello. Si è in attesa della fissazione dell'udienza.
• livl Syndial SpA - Discarice di Mincieredde, Sita di Porto Torres. Nel 2015 il Tribunale di Sassari, su richiesto della Procura, ha disposto il sequestro dell'area di discarica interna allo stabilimento di Porto Torres denominata "Minciaredda", I reati contestati agli indagati sono gestione di discarica non autorizzata e disastro ambientale mentre a Syndial è contestata ancho la violazione del D.Lgs. 231/01. Con riferimento alla procedura di bonifica dell'area Minciaredda, nel gennaio 2016 la Conferenza di Servizi Decisoria ha approvato il progetto di bonifica dei suoli e delle ralde dell'area di Minciaredda, Syndial ha ottenuto le necessarie autorizzazioni ministeriali e giudiziarie per avviare i łavori. A esito delle indagini preliminari è stata presentota richiesta di rinvio a giudizio. Alcune associazioni ambientaliste si sono costituite in giudizio. Il procedimento prosegue.

• Syndial SpA Palte fosfatiche, Sito di Porto Torres (1). Nel 2015 (v) il Tribunale di Sassari ha disposto, su richiesta della Procura, il soquestro preventivo dell'acea denominata "palte fosfatiche" ubicata all'interno dello stabilimento di Porto Torres, freati contestati agli indagati sono disastro ambientale, gestione non autorizzata di discarica di rifiuti pericolosi e altri reati ambientali. Syndial è stata autorizzata sia dal Prefetto che dal Tribunale, a effettuare il miglicramento della delimitazione dell'area di discarica, l'adozione di dispositivi di monitoraggio ambientale dell'area e delle acque meteoriche. Le indagini sono in corso.

• Sundial Spk Patte fosfatiche, Sito di Porto Torres (2). Nel fvil 2015 la Procura di Sassari ha disposto il seguestro probatorio dei sistemi di contenimento (BULK) delle acque meteoriche dilavanti l'area "palte fosfatiche", acque raccolte da Syndial sulla hase det provvedimente di autorizzazione rilasciato dal Prefetto e dal Tribunale di Sassari. Ai medesimi indagati è stato altresi notificato avviso di garanzia per i reati di omessa bonifica e gestione non autorizzata di rifiuti radioattivi. La Procura ha disposto l'interruzione delle operazioni di raccolta, regimazione e copertura dell'area palte già peraltro autorizzate. L'istanza presentata per la rimozione dei BULK è stata autorizzata dalla Procura nell'ottobre 2018. Le indagini sono in corso.

• Syndial SpA Procedimento emíanto Ravenna. Procedimento [vii] penale avente ad oggetto presunte responsabilità di ex dipendenti di società riconducibili aggi, dopo varie operazioni sucietarie, a Sundial, per decessi e lesioni da amianto che si sono verificate a partire del 1991. Le persone offese indicate nel capo di impotazione sono 25, I reati contestati sono omicidio colposo plurimo e disastro ambientale. Sono costituite parti civiii, altre a numerosi familiari delle persone decedute, anche l'ASL di Ravenna, l'INAIL di Ravenna, la CGIL, CISL e UIL Provinciali, Legambiente ed altre associazioni ambientaliste. Syndial è costituita in giudizio quale responsabile civile. Le difese degli imputati hanno chiesto la pronuncia di intervenuta prescrizione del reato di disastro ambientale per alcuni dei casi di malattie e decessi. Nel febbrajo 2014 li Tribunale di Ravenna ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli indagati, riconoscendo invece la prescrizione solo per alcune ipotesi di lesioni colpose. Syndial ha concluso alcuni accordi transattivi. Nel novembre 2016 il Giudice ha assolto gli imputati per tutti i casi contestati ad eccezione di uno, per il quale ha emesso sentenza di condanna, Le difese degli imputati, la Procura e le parti civili hanno proposto appelio. Il procedimento è stato sospeso a seguito del Ricorso in Cassazione presentato dalla difesa,
• Raffinaria di Gola SpA Eni Mediterranea Idrocarburi (EniMed) fviit SpA - Disastro innominato. Procedimento penate pendente a carico di dirigenti della Raffineria di Gela e della EniMed per i reati di disastro innominato, gestione illecita di rifiuti e scarico di acque reflue industriali senza autorizzazione. Alla Raffinerio di Gela è contestato l'Illecito amministrativo da reato ai sensi del D.Lgs. 231/01. Questo procedimento penale aveva inizialmente ad oggetto l'accertamento del presunto inquinamento del sottosuolo derivante da perdite di prodotto da 14 serbatoi di stoccaggio della Raffineria di Gela non ancora dotati di doppio fonde, nonché fenomeni di contaminazione nelle aree marine costiere adlacenti lo stabilimento in ragione della mancata tenuta del sistemo di barrieramento realizzato nell'ambito del procedimento di bonifica del sito. In occasione della chiusura delle indagini pretiminari, il Giudice ha riunito in questo procedimento altre indagini aventi ad aggetto puntuali episodi inquinanti collegati all'esercizio di altri impianti della Raffineria di Gela e ad alcuni fenomeni di perdita di idrocarburi dalle condotte di pertinenza della società finiMed. Il procedimento pende in fase dibattimentale.
• [ix] Eni SpA - Indagine Yal d'Agri. A valle delle indagini condotte per accertare la sussistenza di un traffico illecito di rifiuti prodotti dal Centro Olio Val d'Agri (COVA) di Viggiano e smaltiti in implanti di depurazione su territorio nazionale, nel marzo 2016 la Procura di Potenza ha disposto gli arresti domiciliari per cinque

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dipendenti Eni e posto sotto seguestro alcuni impianti funzionali all'attività produttiva in Val d'Agri, che conseguentemente è stata interrotta. L'interruzione ha riguardato una produzione di circa 60 mila barili/giorno in quota Eni. La difesa ha condotto degli accertamenti tecnici indipendenti avvalendosi di esperti di livello internazionale, i quali hanno accertoto la rispondenza dell'impianto alle Best Available Technologies e alle Best Practice internazionali. Parallelamente, la Società ha individuato una soluzione tecnica consistente in modifiche non sostanziali all'impianto, per il convogliamento delle acque risultanti dal processo di trattamento delle linee gas, con la linalità di eliminare l'azione di "miscelazione" nei termini contestati. Tale soluzione è stata approvata dalla Procura, consentendo a Eni di riavviare la produzione e la reiniezione in giacimento nel pozzo Costa Molina-2 nell'agosto 2016. Su richiesta della Regione è stato aperto l'iter amministrativo di riesome dell'AIA. Nell'ambito del procedimento penale, a esito dell'udienza preliminare conclusa nell'aprile 2017, è stata confermata la richiesta formulata dalla Procura del rinvio a giudizio per tutti gli imputati e la persona giucidica. Il processo si è aperto nel novembre 2017 e ad oggi pende in fase dibattimentale.

• $\left[\infty\right]$ Eni SpA - Indegine senitaria attività del COVA. A velle del procedimento penale per traffico illecito di rifiuti, gli aspetti sanitari ivi in corso di accertamento sono stati oggetto di stralcio in altro procedimento penale. Contestualmente è stata disposta l'iscrizione di 9 imputati di procedimento connesso per fattispecie contravvenzionali refative a presunte violazioni nella redazione del Documento di Valutazione dei Rischi occupazionali delle attività del Centro Olio Val d'Agri [COVA]. Nel marzo 2017, su richiesta del Consulente della Procura, veniva quindi emesso verbale di contravvenzione da parte dell'Ispettorato del Lavoro di Potenza nei confronti dei Datori di Lavoro storici del COVA per omessa e incompleta valutazione dei rischi chimici del COVA. Nell'ottobre 2017 seguiva, su richlesta del Consulente della Procura, provvedimento di UNMIG di rimansionamento di Z5 dipendenti presso il COVA per errato gludizio di idoneità alla mansione lavorativa espresso dal medico competente Eni. Avverso tale provvedimento veniva proposta formale opposizione che ha portato l'UNMIG a revocare il provvedimento emesso. Sempre nell'ottobre 2017 si apprendeva del mutamento delle ipotesi di reato, per le quali indaga la Procura, in fattispecie delittuose di disastro, morte e lesioni personali colpose, con violazione della normativa in materia di salute e sicurezza. Considerato il livello di rischio, nel dicembre 2017 Eni ha proposto richiesta di incidente probatorio sul tema salute, che è stata respinta.
• [xi] Eni SpA Procedimento penale Val d'Agri Spill Serbatoio. Nel febbraio 2017 i NOE del reparto di Potenza rinvenivano un flusso di acqua contaminata da tracce di idrocarburi con provenienza non nota, che scorreva all'interno di un pozzetto grigliato ubicato in area esterna rispetto al confine del Centro Olio Val d'Agri (COVA), sottoposto a sequestro giudiziario. Le attività eseguite da Eni all'interno del COVA finalizzate a ricostruire l'origine della contaminazione hanno individuato le cause nella mancata tenuta di un serbatoio, mentre all'osterno del COVA, a seguito dei monitoraggi ambientali implementati, emergeva il rischio - allo stato scongiurato - dell'estensione della contamipazione dell'area a valle dello stesso stabilimento, Nell'esecuzione di tall attività Eni ha eseguito le comunicazioni previste dal B.Lgs. 152/B6 e avviato le operazioni di messa in sicurezza

d'emergenza in corrispondenza dei punti esterni al COVA oggesto di contaminazione, Inoltre, è stato ultimato il piano di caratterizzazione delle aree interne ed esterne al COVA, il cui rapporto finale è al vaglio degli Enti competenti. A seguito di tale evento è stata aperta un'indagine penale per i reati di inquinamento ambientale nei confronti dei precedenti Responsabili del CGVA, degli Operation Manager in carica dal 2011 e del Responsabile HSE in carica el momento del fatto nonché nei confronti di Eni ai sensi del D,Lgs 231/01 per il medesimo reato presupposto, come si è appreso nel dicembre 2018, a seguito della notifica dell'avviso di proroga dei termini delle indagini prellminari, e di alcuni pubblici ufficiali appartenenti alle amministrazioni locali per i reati di abuso d'ufficio, falsità materiale e ideologica in atti pubblici commessi nel 2014 e di disastro innominato nella forma omissiva e di cooperazione colposa commesso nel febbraio 2017, Le indagini sono in corso. Nell'aprile 2017 Eni ha, di propria iniziativo, sospeso l'atrività industriale presso il COVA, angl_a cipando quante disposto dalla Delibera della Giunta Regionale. Nel luglio 2017 Eni ha riavviato l'attività petrolifera avendo ricevuto le necessarie autorizzazioni da parte della Regione una volta completati gli accertamenti e le verifiche, che hanno confermato l'Integrità dell'impianto e la presenza delle condizioni i di sicurezza. Nel periodo dell'interruziono Eni ha eseguito tutte le prescrizioni degli Enti competenti, compresa la dotazione di un doppio fondo al serbatoio che aveva dato origine allo sversamento. Attualmente è stato risarcito il danno ad alcuni privati proprietari delle area limitrofe al CDVA e impattate dall'evento; con altri invece le trattative sono ancora in corso.

Si segnata, altres), che nel febbraio 2018 la società ha impugnato le note del Bipartimento dei Vigili del Fuoco dell'ottobre e del dicembre 2017, precisando di non ritenersi obbligata ad effettuare l'integrazione del Rapporto di Sicurezza ivi richiesta, considerato che i dati acquisiti nell'area interessata dimostrano che la perdita dai serbatoi è stata tempestivamente ed efficientemente controllata e non si è mai verificata una situazione di pericolo grave per la salute umana e per l'ambiente.

Reffineria di Gela SpA - Eni Mediterranoa Idrocarburi (EniMed) [xii] SpA - Gestione rifiuti discerica CAMASTRA. Nel giugno 2018 è stato notificato alle società En: Raffineria di Gela ed En:Mod un avviso di conclusione delle indegini preliminari emesso dalla Procura di Palermo nell'ambito del procedimento penale che riguarda un presunto traffico illecito di rifiuti industriali provenienti da operazioni di bonifica di terreni, smaltiti presso una discarica di proprietà di una società terza. La Procura ha contestato tale reato agli Amministratori Delegati pro tempore delle, due società Eni; alle società è contestato l'illecito ompinistra/ tivo da reato di cui al D.Lgs, 231/01 e s.m.i. La condótta illecita deriverebbe dalla fraudolenta certificazione dei rificiti ai fini della ricezione in discarica.

Syndial SpA - Disastro emblentale Ferrandina. Nel genirale 2018. [xiii] la Procura di Matera ha aperto un procedimento periale di carico. del Program Manager Sud della Syndial per i reati di geskipne ille. cita di nituti e disastro innominato in relazione alfalfi connecsi alle attività di bonifica del sito di Ferrandina/Pisticci. La contesta zione concerne un presunto sversamento di liquidi contaminati nel sottosuolo e poi nel fiume Basento a causa della rottura di una tubazione di collegamento interrata che doveva portare gli stessi all'impianto di trattamento gestito dalla società Tecnoparco. A seguito dell'interrogatorio dell'indagato, è stata formulata

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nel suoi confronti la richiesta di rinvio a giudizio.

• [xiv] Versalls SpA Sequestro Praventivo presso la stabilimento di Priolo Gergallo. Nel febbraio 2019 il Tribunate di Siracusa, su richiesta della Procura, nell'ambito di una indagine relativa alle emissioni prodotte dal complesso industriale di Priolo Gargallo ha disposto il sequestro preventivo, consentendo la facoltà d'uso, degli impianti di Versalis che, sulla base dei rilievi tecnici Formulati dai Consulenti Tecnici nominati dalla Procura, presentano punti di emissioni convogliate e diffuse non conformi alle Best Avallable Techniques (BAT). Il provvedimento de quo contiene alcuni passaggi relativi al rapporto fra le BAT e le Autorizzazioni Integrate Ambientali (AIA) rilasciate che, secondo le valutazioni tecniche dei consulenti della Procura, non sarebbero legittime in quanto poco coerenti con i dettami normativi. Versalis ha provveduto già da qualche anno alla realizzazione dei miglioramenti impiantistici richiesti dalla Procura e dai suoi consulenti e per tale ragione il provvedimento in questione è stato impugnato dinanzi al fribunale del Riesame. In data 26 marzo 2019 il Tribunale del Riesame di Siracusa ha disposto il dissequestro degli impianti con annullamento dei decreto.
• [xv] Eni SpA Incidente mortale Piattaforma offshore Ancona. Nella prima mattina del giorno 5 marzo 2019 sulla piattaformo Barbara F ol largo di Ancona si è verificato un grave incidente mortale. Secondo i primi accertamenti nell'immediatezza del fatto, durante lo scarico di un serbatoio vuoto di azoto dalla piattaforma al supply vessel Aline B si è verificato, per circostanze in corso di approfondimento, l'improvviso cedimento di una parte di struttura su cui era installata la giu, causando la ceduta in mare della gru stessa e della relativa cabina di comando. Nella caduta alcuni elementi della gru hanno colpito il supplu vessel, ferendo due lavoratori contrattisti a bordo dell'imbarcazione, mentre all'interno della cabina di comando si trovava un dipendente Eni, deceduto in tale tragico evento. In relazione a tale evento, la Procura di Ancona ha aperto un fascicolo di indagine contro ignoti e sono in corso di svolgimento gli accertamenti tecnici dei consulenti della Procura su tutte le parti della gru immediatamente poste sotto sequestro.

1.2. Procedimenti la materia di saluta, sicurezza e ambiente di natura civile o amministrativa

[i] Syndial SpA - Risercimento danni per l'inquinamento da DDT del Lago Maggiore (Plave Vergante). Nel maggio 2003 il Ministero dell'Ambiente ha citato in giudizio la controllata Syndial chiedendo il risarcimento di un asserito danno ambientale attribuito alla gestione del sito di Pieve Vergonte nel periodo 1990-1996. Con la sentenza di primo grado del Juglio 2008, il Tribunale Civile di Torino ha condannato Syndial al risarcimento del danno, quantificandolo in €1.833,5 milioni oltre agli interessi legali dalla data del deposito della sentenza. Syndial ha appellato la predetta sentenza ritenendola fondata su motivazioni errate in fatto e in diritto e comunque assolutamente incongrua la quantificazione del danno, mancando elementi che potessero giustificare l'enorme ammontare della condanna rispetto alla modestia dell'inquinamento contestato dallo stesso Ministero. Nel corso del giudizio di appello il CTU ha convalidato le attività dei tavoli tecnici svolti dalla società con gli enti tecnici nazionali e locali e ha ritenuto che (i) nessuna ulterlore misura di riparazione primarla debba essere realizzato; [ii] non vi è sta-

to alcun impatto significativo e misurabile sui servizi e la risorse ecologiche che debba essere oggetto di riparazione compensativao complementare: l'unico impatto registrabile riguarda la pesca, anche in ragione delle ordinanze di divieto che sono state emesse dagli enti locali, e tale impatto può essere ripristinato con le misure proposte do Syndial per un valore complessivo di circa £2 milioni; [iii] esclude formamente la necessità così come l'opportunità, sotto il profilo giuridico e scientifico, di una attività di dragaggio inentre conferma la correttezza, tecnico-scientifica, dell'approcciodi Sundial con MNR (monitoraggio del natural recovery) che stima in 20 anni. Nel marzo 2017 la Corte di Appello, confermando la va-Jutazione del CTU: [i] ha escluso l'applicazione del risarcimento per equivalente monetario (art. 18 Legge 349/1986); (ii) ha annullato la precedente condanna di Syndial a ottre €1,8 ml(lardi, e richiesto da parte di Sundial l'esecuzione del Progetto Operativo di Bonifica [POB] per la parte refativa agli interventi sulle acque sotterranee, nonché alcune misure di riparazione compensativa. Il valore delle misure di riparazione individuate dalla Corte, quantificato per la sola ipotesi di mancata nimperfetta esecuzione da parte di Sgndial delle stesse, è stimato in circa €9,5 milioni. Si precisa che il POB è stato presentato da Sundial, approvato dagli Enti e già in corso di esecuzione (nonché coperto dai relativi fondi); (iii) ha respinto tutte le altre domande del Ministero (inclusa quella per danno non patrimoniale]. Netl'aprile 2018 il Ministero dell'Ambiente ha notificato ricorso in Cassazione avverso la sentenza della Corte di Appello. Nei termini di legge la Società e i suoi dirigenti si sono costituiti presentando ricorso e controricorso.

• Syndial SpA Versalis SpA Enl SpA (R&M) Rada di Augusta. $[i]$ Con Conferenze dei Servizi del 2005 il Ministero dell'Ambiente ha prescritto alle società facenti parte del polo petrolchimico di Priolo, comprese Syndial, Polimeri Furopa (ora Versalis) ed Eni {R&M}, di effettuare interventi di messa in sicurezza di emergenza con rimozione dei sedimenti della Rada di Augusta a fronte dell'inquinamento ivi riscontrato, in particolare dovuto all'alta concentrozione di mercorio, genericamente ricondotto alle attività industriali esercitate nel polo petrolchimico. Le suddette società hanno impugnato a vario titolo gli atti del Ministero eccependo, in particolare, le modalità con le quali sono stati progettati gli interventi di risanamento e acquisite le caratterizzazioni della Rada. Ne sono sorti vari procedimenti amministrativi riuniti presso il TAR che, nell'ottobre 2012, ha accetto i ricorsi presentati dalle società presenti nel sito, in relazione alta rimozione di sedimenti della Rada e alla realizzazione del barrieramento fisico. Nel settembre 2017 il Ministero ha notíficato a tutte le società coinsediate atto di diffida e messa in mota ad avviare gli interventi di bonifica e ripristino ambientale cella Rada entro 90 giorni. L'atto, che le società coinsediate hanno impugnato nel dicembre 2017 costituisce formale messa in mora ar fini dell'azione di danno ambientale. Il Consiglio di Giustizia Amministrativa (CGA) per la Regione Siciliana si è pronunciato sugli appelli pendenti avverso diverse sentenze del TAR e in sostanza ha confermato l'annullamento di tutte le prescrizioni amministrative oggetto del contenzioso. Il quadro prescrittivo in capo alle società diventa quindi, con tale sentenza, chiaro e definitivo, Cannullamento delle prescrizioni ha, tra l'altro, effetto retroattivo al momento della loro adozione e consente, pertanto, di escludere il rischio della contestazione di eventuali inadempimenti.
• [iii] Eni SpA Syndla! SpA Raffineria di Geta SpA Ricorso per accertamento tecnico preventivo. Nel febbraio 2012 è stato notificato

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£a pretesa ammonta a €500 milioni, richiesta in via solidale alle due società del Gruppo e alla società gestore della discarica. Con sentenza pubblicata nel giugno 2017, il giudice ha accolto tutte le istonze difensive di Syndial e Versalis ritenendo le richieste del Comone inammissibili per carenza di legittimazione attiva e comunque infondate o non provote e condamandolo al rimborso delle spese di giudizio. Nel settembre 2017 il Comune ha proposto appello chiedendo di rimettere in istruttoria la causa con l'ammissione di una CTU, nonché la sospensione della provvisoria esecutività della sentenza di primo grado. Nell'aprile 2018 la Corte d'Appello di Catania ha rigettato l'appello proposto dal Comune, È stato presentato ricorso dinanzi alla Corte di Cassazione relativamente al capo sulle spese, in cui le società si sono costituite è ricorso per revocazione della sentenza dinanzi alla Corte d'Appello di Catania, nel quale le società si stanno costituendo.

Altri procedimenti giudiziari e arbitrali Z.

[i] Eni SpA - Alitalia Lince Aeree italiane SpA in amministrazione streordinaria ("Alltalta In A.S."). Nel gennaio 2013 Alitalia in A.S. ha instaurato un giudizio civile presso il Tribunale di Roma nei confronti di Eni, Esso Italiana Srl e Kuwait Petroleum Italia SpA, al fine di ottenere il risarcimento per i danni asseritamente subiti nel periodo compreso tra il 1998 e il 2009 a seguito della presunta intosa intercorsa tra le principali compagnie petrolifere nel mercato nazionale della fornitura di jet fuel. La richiesta di danni si fonda sul provvedimento del giugno 2006 dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato ("AGCM"), secondo cui Eni e aftre cinque compagnie petrolifere (Esso Italiana Srl, Kuwait Petroleum Italia SpA, Shell Italia SpA, Tamoil Italia SpA e Total Italia SpA) avrebbero posto in essore, negli anni dal 1998 ol 2006, un'intesa unica e complessa avente per oggetto e per effetto la ripartizione del mercato del jet fuel e l'impedimento all'ingresso di nuovi operatori sul mercato nazionale. In via principale, la richiesta complessiva nei confronti di tutte le compagnie petrolifere in solido ammonta a circa E908 milioni, di cui E777 milioni per maggiori costi di fornitura det jet fuel ed €131 milioni per perdita di profitto dovuta alla minore capacità competitiva. Alitalia in A.S. ipotizza che l'intesa le avrebbe impedito di ricorrere all'autofornitura per approvvigionarsi di carburante avio nel periodo in cui il presunto cartello è stato accertato dall'AGCM (1998-2006) e nei tre anni successivi (ossia sino al 2009, anno in cui Alitalia ha interrotto i propri servizi di volo). tri via subordinata, il danno richlesto a titolo di responsabilità solidale è pari ad almeno €395 milioni, di cui €334 milioni circa a titolo di danno emergente (quantificato da Alitalia in A.S. come sovrapprezzo rispetto al prezzo competitivo del jet fuel per if periodo 1998-2006] e €61 milioni circa a titolo di lucro cessantg per i pragiudizi che l'intesa avrebbe arrecato alla propriacapacità competitiva. Nel maggio 2014 il Tribunale di Roma ha dichiarato la connessione con un giudizio in precedenza proposto dalla medesima Alitalla in A.S. davanti al Tribunate di Milano avverso altre 7 compagnie petrolifere partecipanti all'intesa. Il giudizid/essitato pertanto riassunto da Alitalia in A.S. davanti al Iribuuale di Milano. che, nel settembre 2017, na stabilito con sentenza parziale che? quanto alle domande di Alitalia in A.S. (i ) per il periodo 1998 fine 2004 si sono prescritte; [ii] per il periodo successivo al giugno. 2006 non si debba dar lungo ad alcun ulteriore accertamento, essendo Alitalia in A.S. venuta meno ai propri oneri di allegazione;

a Raffineria di Gela, Sundial ed Eni un ricorso per accertamento tecnico preventivo ("ATP") da parte di genitori di bambini nati malformati a Gela tra il 1992 e il 2007, volto alla verifica dell'esistenza. di un nesso di causalità tra le patologie malformative e lo stato di inquinamento delle matrici ambientali del Sito di Gela (inquinamento che sarebbe derivato dalla presenza e operatività degli impianti Industriali della Raffineria di Gela e di Sundial], nonché alla quantificazione dei danni asseritamente subiti e all'eventuale composizione conciliativa della lite. Il medesimo tema, peraltro, era stato oggetto di precedenti istruttorie, nell'ambito di cifferenti procedimenti penali, di cui una conclusasi senza accertamento di responsabilità a carico di Eni o sue controllate e una seconda tuttora pendente in fase di indagini preliminari. Le operazioni condotte dai periti del Tribunale e dai periti di parte hanno prodotto valutazioni tecniche molto distanti fra loro, pertanto non è stato raggiunto un accordo conciliativo. Un solo ATP è allo stato ancora in corso. Dal dicembre 2015 sono stati notificati alle tre società interessate artidi citazione aventi ad oggetto complessivamente 3D casi di risarcimento danni in sede civile. Tali giudizi pendono nella fase dell'istruttoria. Nel maggio 2018 è stato emessa la prima sentenza di primo grado avente ad oggetto un solo caso. Il Giudice ha rigettato la domanda risarcitoria, riconoscendo la bonta e fondatezza delle argomentazioni difensive delle società convenute in ordine alla insussistenza di prove circa l'esistenza di un nesso di causa tra la patologia e il presunto inquinamento di origine industriale. La sentenza di primo grado è stata impugnata dalla controparte innanzi alla Corte d'Appello di Caltanissetta.

• [iv] Syndial SpA Risarcimento del danno ambientale (Sito di Cenglo]. È pendente un procedimento che vede parte ricorrente il Ministero dell'Ambiente e il Commissario delegato alla gestione dello stato di emergenza ambientale nel territorio del Comune di Cengio, i quali hanno citato in giudizio Syndial ne: maggio 2008 perché venisse condannata al risarcimento del danno ambientale relativo al sito di Cengio, La pretesa ammonta a circa €250 milioni per il danno ambientale, oltre al danno sanitarlo da quantificarsi in sede di causa. La domanda è sostanzialmente basata su un'accusa di "inerala" di Aona (oggi Syndial) nel dare esecuzione agli Interventi ambientali, Nel febbraio 2013 il Tribunale ha ordinato di procedere ad indegine tecnica volta a verificare l'effettiva sussistenza di danni residui all'ambiente, con particolare riferimento alle aree esterne al sito di proprietà e alle cd. pordite temporanee. L'ipotosi di una transazione con il Ministro dell'Ambiente e gli Enti territoriali coinvolti non ha avuto seguiro. Il Giudice ha riavviato l'iter processuale che prosegue con la fase della CTU, Una prima fase della CTU è stata depositata nel settembre 2018. Prosegue l'attività istruttoria.
• (v) Syndial SpA e Versalis SpA Comune di Mellill. Nel maggio 2014 è stato notificato a Syndial e Versalis un atto di citazione in giudizio da parte del Comune di Melilli per asserito danno ambientale connesso, a suo dire, ad attività di gestione e smaltimento illecito di rifiuti e discarica abusiva. In particolare, l'atto inquadra la responsabilità di Syndial e Versalls nel loro ruolo di produttore dei rifiuti e committente in quanto, nell'ambito dei procedimenti penali sorti negli anni 2001/2003 intorno al cd. caso Mare Rosso, sarebbe stata accertata la provenienza di rifiuti pericolosi [in particolare rifiuti con alte concentrazioni di mercurio e traversine ferroviarie dismesse) dai siti industriali di Priolo e Gela. Tali rifiuti sarebbero stati smaltiti illegittimamente presso una discarica non autorizzata di proprietà di un terzo (a circa 2 km dall'abitato di Melllii).

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[iii] per il solo periodo compreso tra il dicembre 2004 ed il giugno 2006 debba essere espletata apposita consulenza tecnico d'ufficio (CTU). Il giudizio pende in primo grado, in rase istruttoria, per l'espletamento della CTU. A fronte di questo contenzioso è stato effettuato un accantonamento al fondo rischi e oneri legali.

[ii] Arbitrato Eni/GasTerra. Nel 2013 Eni ha avviato un arbitrato nei confronti di GasTerra, in base ad un contratto di fornitura gas stipulato nel 1986, per una revisione del prezzo applicato alle forniture di gas del periodo 2012-2015, concordando altresì con GasTerra l'applicazione di un prezzo provvisorio fino alla definizione di un nuovo prezzo contrattuale per accordo o per lodo arbitrale. Il rodo arbitrale non lia accolto la domanda di Eni, senza tuttavia determinare il nuovo prezzo applicabile al contratto nel periodo di riferimento. GasTerra ritiene che il lodo arbitrale, non accegliendo la domanda di Eni, ripristini l'originario prezzo contrattuale e, sulla base di questo, richiedo ad Eni il pagamento di una somma che rappresenta la differenza tra il prezzo contrattuale e il prez zo provvisorio. Eni invoce, anche sulla base dei pareri dei suoi consulenti esterni, non ritiene corretta tale interpretazione del lodo. Gas Terra, tuttavia, sulla base della propria interpretazione, ha avviato una procedura arbitrale ed ha richiesto ed ottenuto dal giudice plandese un provvedimento cautelare provvisorio di sequestro, in particolare, della partecipazione in Eni International BV (che al 30 grugno 2016 presentava net asset in ottica consolidata di £34,7 miliardi] detenuta da Enl a fronte di un asserito credito di €1,01 miliardi. Al fine di ottenere il disseguestro delle azioni di Eni International 9V, Eni ha offerto a GasTerra, che ha accettato, una garanzia bancaria pari all'importo richiesto (che rimarrà in vigore fino al lodo che deciderà sul merito). Il provvedimento d'urgenza, concesso dopo un'analisi sommaria, senza contraddittorio tra Eni e GasTerra, non costituisce, secondo il diritto olandese, un'anticipazione della decisione sul merito della controversia. La corretta interpretazione del lodo arbitrale e le conseguenze sulla revisione prezzo 2012-2015 sono oggetto di una nuova procedura arbitrale.

Э. Procedimenti in materia di responsabilità penele/amministrativa di impresa

(i) EntPower SpA. Nel 2004 la magistratura ha avviato indagini sugli appotti stipulati dalla controllata EniPower, nonché sulle forniture di altre imprese alla stessa EniPower. Da dette indagini è emerso il pagamento illecito di somme di denaro da aziende fornitrici di EniPower stessa a un suo dirigente, che è stato licenziato. A EniPower (committente) e a Snamprogetti SpA (oggi Saipem SpA) (appakatore dei servizi di ingegneria e di approvvigionamento) sono state notificate informazioni di garanzia ei sensi della disciplina della responsabilità amministrativa delle persone giuridiche ex D.Lgs. 231/01. Nell'agosto 2007 la Procura ha chiesto lo stralcio, tra gli altri, delle società EniPower e Snamprogetti per la successiva archiviazione. Il procedimento pertanto è proseguito a carico di ex dipendenti delle predette società, nonché nei confronti di dipendenti e dirigenti di alcune società fornitrici e della stesse ai sensidel 0, Lgs. 231/01. Eni, EniPower e Snamprogetti si sono costituite parte civile. Nel settembre 2011 il Tribunale di Milano ha condannato 9 ionputati per i reati loro ascritti, oltre al risarcimento dei danni in solido traloro e alla rifusione delle spese processuali sostenute dalle parti civili, ha dichiarato prescritti i reati contestati a 7 imputati, rappresentanti di alcune società comvolte e ha pronunciato l'assoluzione per artri 15 imputatl. Con riferimento agli enti imputati ai sensi del B.Lgs. 231/01, il

Giudice ha dichiarato Z società responsabili degli illeciti amministrativi loro ascritti, applicando la sanzione amministrativa pecuniaria e la corrispondente confisca, ma ha escluso la costituzione di parte civile di Eni, EniPower e Saspem nei confronti degli enti imputati, così mutando la decisione assunto all'inizio del dibattimento, verosimilmente a seguito della sentenza della Corte di Cassazione che ha statuito l'iRegittimità della costituzione di parte civile nei confronti degli enti imputati ai sensi del D.Les. 231/B1. Le parti condannate hanno proposto appello e nell'ottobre 2013 la Corte d'Appello di Milano ha confermato la decisione di primo grado, riformandola parzialmente solo con riferimento. ad alcune persone fisiche per le quali è stato dichiarato di non doversi procedera per intervenuta prescrizione. La Cassazione ha annulfato la sentenza della Corte d'Appello rimandando ad altra sezione, che ha nuovamente conformato la sentenza di primo grado, ferme restando le statuizioni della precedente sentenza di appello non oggetto di annullamento, in cui può includersi, ragionevolmente, la dichiarazione di prescrizione dei reati. Sono state depositate le motivazioni della sentenza, dalle quali risulta confermato fimpianto definito dai procedenti gradi di giudizio. È stato presentato ricorso per Cassazione esclusivamente per le statuizioni civiti.

[ii] Algeria, Sono pendenti in Itafia ed all'estero procedimenti su presunti pagamenti corruttivi in relazione ad alcuni contratti aggiudicati dall'ex controllata Salpern in Algeria. Nel 2021 Eni ha ricevuto dalla Procura di Milano una "richiesta di consegna" di documentazione relativa ad attività di società del gruppo Saipem in Algeria (contratto 6K3 e contratro Galsi/Saipem/Technip in relazione ad opere di ingegneria nella posa di un gosdotto). Il reato di "corruzione internazionale" indicato nella richiesta è una delle fattispecie previste dal D.Lgs. n. 231/01, che prevede sanzioni pecuniarie ed interdittive in capo alla società e la confisca del profitto. Eni ha provveduto al deposito di documentazione relativa al progetto MLE [al quale partecipa tramite la allora "Divisione E&P"} su base volontaria, non essendo tali documenti oggetto di richiesta della Procura. Nel novembre 2012 la Procura ha notificoto a Saipem informativa di garanzia per illecito amministrativo relativo al reato di corruzione internazionale ex D.Lgs. 231/01, unitamente ad un'ulteriore richiesta di consegna di documentazione contrattuale per attività in Algeria, Successivamente la Procura ha notificato ulteriori provvedimenti e richieste a Saipem, voiti ad acquisire documentazione in relazione a contratti di intermediazione e sub-contratti stipulati da quest'ultima in connessione con i progetti algerini. Anche ex dipendenti di Saipem risultavano indagati per il medesimo procedimento: in particolare, l'ex imministrature Delegato, dimissionario nel dicembre 2012 a seguito degli sviluppi delle indagini, e l'ex Chief Operating Officer della Business Unit Engineering & Construction, il cui rapporto di lavoro con Saipem è cessato a mizio 2013. Nel febbraio 2013, presso le sedi di Eni in San Donato Milanese e Roma sono state effettuate attività di perquisizione e sequestro da parte della Guardia di Finanza, disposte dalla Procura di Milano e contestualmente è stata notificata ad Eni informativa di garanzia ex D.Lgs. 231/01. Dagli atti si è appreso che la Procura aveva esteso le indagini anche nei confronti di Eni, dell'ex Amministratore Delegato, di un dirigente e dell'ex CFO di Eni (che aveva precedentemente ricoperto il ruolo di CFO di Saipem anche nel periodo di riferimento della presunta corruzione oggetto di indagine da parte della Procura. e prima di essere nominato CFO di Eni). Eni, pur ritenendosi estranea ai fatti oggetto di indagine, ha avviato una propria indagine interna, con l'assistenza di consulenti esterni, in aggiunta alle analisi e alle attività di verifica svolte dagli organi di vigilanza e controlso interni e

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da un gruppo di favoro dedicato alla specifica vicenda. Nel corso del 2013, i consulenti esterni hanno effettuato:

• la verifica dei documenti seguestrati dalla Procura di Milano e l'analisi della documentazione in possesso delle unità approvvigionamenti interne in relazione ai rapporti con i fornitori e non sono emerse prove dell'esistenza di contratti di intermediazione o di qualsivoglia altra natura tra Eni e le terze parti oggetto di indagine;
• la verifica interna volontaria inerente il Progetto MLE (unico progetto tra quelli sotto indagine in cul il committente è una società del Gruppo Eni) e non sono emerse evidenze della commissione di fatti illeciti da parte di parsonale di Eni nell'aggiudicazione a Saipem dei due maggiori contratti relativi a detto Progetto [EPC e Drilling].

Inoltre, nel cerso del 2014 sono stati completati approfondimenti sul tema della direzione e coordinamento di Eni nei confronti di Saipem, sia per aspetti giuridici che amministrativo-contabili, con l'assistenza di professionisti esperti di dette materie e consulenti esterni, che hanno confermato l'autonomia operativa di Saipem rispetto alla controllante Eni nel periodo di riferimento. I risultati delle attività di indagine interna sono stati portati a conoscenza dell'Autorità giudiziaria, nello spirito di piena collaborazione con i magistrati inquirenti. Nel gennaio 2015 è stato emesso dalla Procura di Milano l'avviso di conclusione delle indagini preliminari nei confronti di Eni, Saipem e otto persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni, il Chief Upstream Officer di Eni, all'epoca dei fatti oggetto di indagine responsabile di Eni ERP per il Nord Africa) per ipotesi di corruzione internazionale nei confronti di tutti gli indagati (incluse Eni e Saipem ai sensi del D.Lgs. 231/01), aventi ad oggetto la stipula da parte di Saipem di contratti di intermediazione per attività Saipem in Algeria. Inoitre, ad alcune persone fisiche (tra cui l'ex CEO e l'ex CFO di Eni, il Chief Uostream Officer di Eni] è stato contestato anche il reato tributario di dichiarazione fraudolenta di Saipem, in relazione al trattamento contabile di tali contratti per gli anni di imposta 2009-2010. Eni ha richiesto ai propri consulenti esterni ulteriori analisi ed approfondimenti che hanno confermato le conclusioni raggiunte in precedenza. Nel febbraio 2015 la Procura ha depositato la richiesta di rinvio a giudizio di tutti gli indagati per i reati indicati, mentre nell'ottobre 2015 il Tribunale di Milano. ha emesso sentenza di non luogo a procedere nei confronti di Eni, dell'ex AD e del Chief Upstream Officer della Società per tutto le ipotesi di reato oggetto di contestazione, Nui febbraio 2016 la Corte di Cassazione, accogliendo il ricorso presentato dalla Procura di Milono avverso il provvedimento di non luogo a procedere, ha annullato la sentenza impugnata e ha disposto la trasmissione degli atti ad un nuovo giudice presso il Tribunale di Milano. All'esito della nuova udienza preliminare, nel luglio 2016 il Giudice ha disposto il rinvio a giudizio per tutti gli imputati, inclusa Eni. All'udienza del febbraro 2018 il Pubblico Ministero, nel concludere la propria requisitoria, ha chiesto – tra l'altro – la condanna di Eni al pagamento di una sanzione pecuniaria. Con sentenza del settembre 2018, il Tribunale. di Milano, respingendo le richieste di condanna della Procura, ha emasso sentenza di assoluzione per Eni, per l'ex A0 e per il Chief Upstream Officer della Società retativamente a tutti i capi di imputazione. Anche l'ex CFO di Eni è stato assolto dalle accuse mosse a suo carico in tale ruolo presso Eni. Nel dicembre 2018 sono state depositate le motivazioni della sentenza. Il Pubblico Ministero e le altre parti che sono state condannate in primo grado hanno proposto

appello nei termini di legge. Si è in attesa di fissazione dell'udienza. A seguito degli sviluppi delle indagini in Italia già alla fine del 2012, Eni ba preso contatto con le competenti Autorità americane [SEC e DoJ] per avviare un'informativa volontaria sul tema. Facendo seguito a tale comunicazione informale, la SEC e il DoJ hanno avviato indagini, nel corso delle quali è stata prodotta numerosa documentazione da parte di Eni, inclusi gli esiti delle verifiche interne sopra indicate, in risposta a richieste sia formali che informali.

[iii] OPL 245 Nigeria, È pendonte presso il Tribunale di Milano un procedimento penale avente ad oggetto un'ipotesi di corruzione internazionale per l'acquisizione nel 2011 del blocco esplorativo DPL 245 in Nigeria. Nel luglio 2014 la Procura ha notificato ad Eni SpA un'informazione di garanzia ai sensi del 0,1gs. 231/01 e una richiesta di consegna ex art. 248 c.p.o. il procedimento risulta avviato a seguito di un esposto presentato dalla ING ReCommon e verte su presunte condotte corruttive che, secondo la Procura, si sprebbero verificate "in correlazione con la stipula del Resolution Agreement 29 aprile 2011 relativo alla ed, "Oil Prospecting Licence" del giacimento offshore individuato nel blocco 245 in Nigeria". Eni, assicurando la massima cooperazione con la magistratura, haprovveduto tempestivamente a consegnare la documentazionerichiesta e ha preso contatto con le competenti Autorità americane (SEC e BoJ) per avviare un'informativa volontaria sul terna. Nel Iuglio 2014, il Collegio Sindacale e l'Organismo di Vigilanza hanno deliberato il conferimento di un incarico congiunto a uno studio legate statunitense indipendente, esperto in ambito anti-corruzione affinché, previa informativa all'Autorità giudiziaria, fosse espletata una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda, I legali statunitensi hanno in sintesi concluso che non sono emerse evidenze di condotte illecite da parte di Eni in relazione alla transazione con il governo nigeriano del 2011 per l'acquisizione della licenza OPL 245 in Nigeria. Gli esiti di tale verifica sono stati messi a disposizione dell'Autorità giudiziaria.

Nel settembre 2014 la Procura di Milano ha notificato a Eni un restraint order" di un giudice inglese che, a seguito di rogatoria richiesta da parte della Procura di Milano, ha disposto il seguestro di un conto bancario di terzi aperto presso una banca fondinese. Poiché l'atto era stato notificato anche ad alcune persone fisiche, tra cui il CED di Eni, l'allora Chief Development, Operation B. Technology Officer di Eni e l'ex CEO di Enl, si era desunto che gli stessi fossero stati iscritti nel registro degli indagati presso la Procura di Milano, All'udienza del settembre 2014 presso la Corte di Londra, Eni e le due persone fisiche coinvolte hanno evidenziato la propria estraneità rispetto al conto corrente sequestrato. In esito all'udienza il seguestro è stato confermato.

Nel dicembre 2016 è stato notificato a Eni l'avviso di conclusione delle indagini preliminari con la richiesta di rinvio a giudizio formui lata dalla Procura di Milano nel confronti, tra gli altri, dell'attuglie-CED, dell'allora Chief Development, Operation & Technology Officer, di un altro top manager di Eni e dell'ex CEO di Eni, oltre che di Eni ai íΫ sensi del 0.Lgs. 231/01.

A seguito della notifica dell'avviso di conclusione delle indagli i preliminari è stato richiesto ai legali statunitensi indipendenti di accertare se i nuovi documenti resi disponibili dalla Procura di Milaba potesseto $\,$ recultificare le conclusioni delle verifiche condotte in precedenza. Agli stessi legali sono stati altresì resi disponibili i documenti depositati nel procedimento nigeriano più oltre descritto. I legali statunitensi hanno confermato le conclusioni delle precedanti verifiche.

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Nel dicembre 2017 il Giudice per le Indagini Preliminari ha disposto il rinvio a giuoizio di tutte le parti innanzi al l'ribunale di Milano. Nel corso della prima udienza dibattimentale hanno chiesto di costituirsí porte civile la Repubblica Federale della Nigeria, nonché alcune ONG che erano già state estromesse dal Giudice dell'Udienza Pretiminare. All'udienza del maggio 2019 ha chiesto di costituirsi parte civile anche l'associazione Asso Consum e il Tribunale ha rinviato all'udienza del giugno 2018 per affrontare tutte le questioni sulle richieste di costituzione di parte civile. In questa udienza il nuovo difensore nominato dal Governo Federale della Nigeria ha insistito per l'ammissione della costituzione di parte civile richiedendo, altres), la citazione come responsabili civili di Eni e Shell.

All'udienza del luglio 2018, il Tribunale ha deciso sulle questioni relative alla costituzione di parte civile. Sono state estromesse tutte le DNG ed Asso Consum, è stata, Inoltre, dichiarata inammissibile la richiesta di costituzione avanzata da un azionista di Eni. Pertanto, la Repubblica Federale della Nigeria è la sola parte civile ammesso. dal Tribunale. Eni e 5hell si sono poi costituite responsabili civili in esito alla citazione effettuata dal Governo della Nigeria. Il procedimento di primo grado è in corso.

Per quanto riguarda il separato procedimento penale, svoltosi con il rito abbreviato nei confronti di due imputati, terzi rispetto alla società, nel settembre 2018 è stata emessa sentenza di condanna, in particolare, il Giudice ha condannato i due imputati (che secondo l'impostazione accusatoria sarebbero stati due mediatori) alla pena di anni 4 e alla confisca del prezzo del reato pari a circa €100 mifioni. Nel dicembre 2018 sono state depositate le motivazioni della sentenza che è stata. successivamente appellata dagli imputati.

Nel gennaio 2017 la controllata Eni Nigerian Agip Exploration Ltd. ["NAE"] ha ricevuto copia di un provvedimento della Federal High Court di Abuja con il quele viene disposto su richiesta della Economic and Financial Crime Commission ["EFCC"] un sequestro temporaneo ("Order") della licenza OPL 245, in pendenza del procedimento per asseriti reati di corruzione e riciclaggio di denaro In corso in Nigeria. Nel marzo 2017 la Corte nigeriana ha accolto il ricorso presentato da NAC e dal suo partner e ha revocato il provvedimento di sequestro. Successivamente Eni è venuta a conoscenza dell'avvenuto deposito delle contestazioni formulate da parte della EFCC e ne ha messo una conia a disposizione dei legali statunitensi incaricati della verifica indipendente di cui sopra. Questi ultimi hanno in sintesi concluso che le ulteriori verifiche da loro effettuate confermano le conclusioni delle precedenti, in base alle quali non è emersa alcuna evidenza di condotta illecita da parte di Eni in relazione all'acquisizione della licenza DPL 245 dal Governo nigeriano.

Nel novembre 2018 Eni SpA e le controllate NAE, NAOC ed AENR (nonché alcune società del gruppo Shell) hanno ricevuto notizia defl'intenzione della Repubblica Federale della Nigeria di promuovere un'azione civile presso le corti inglesi per ottenere il risarcimento del danno derivante dalla transazione con la quale la licenza. OPL 245 Tu assegnata a NAE e SNEPCO (affiliata Shell). Il mese successivo, Eni ha ottenuto copia della documentazione che attesta l'iscrizione a ruolo delta causa, ma né Eni né altre società del Gruppo hanno ricevuto notifiche in merito a tale procedimento.

[iv] Indegine Congo, Nel marzo 2017 la Guardia di Finanza ha notificato a Eni una richiesta di consegno di documenti ex art. 248 c.p.p. da cui si rileva che è stato aperto presso la Procura di Milano un fascicolo nei confronti di ignoti. La richiesta è relativa, in particolare, agli accordi sottoscritti da Eni Congo negli anni 2013/2014/2015 con il Ministero

degli kirccarburi, volti ad attività di esplorazione, sviluppo e procuzione su alcuni permessi e alle modalità con cui furono individuate le imprese con cui Eni è entrata in partnership. Nel luglio 2017 la Guardia di Finanza, su delega della Procura di Milano, ha notificato a Eni una nuova ríchiesta di documentazione ex art. 248 c.p.p. e un'informazione di garanzia ai sensi del D.Lgs. 231/01 con riferimento al reato di con uzione internazionale, La cichiesta fa espressamente seguito alla precedente richlesta di consegna di documenti del marzo 2017 e ha ad oggetto la verifica dei rapporti tra Eni e le sue controllate, dal 2012 ad oggi, con alcune società terze. Eni ha consegnato tutta la documentazione oggetto della richiesta e ha preso contatto con le competenti Autorità americane [SEC e DoJ] per avviare un'informativa volontana sul tema. Nel gennaio 2018 la Frocura ha richiesto la proroga del termine delle indagini preliminari per ulteriori sei mesi a far data dal 31 gennaio. sino al 30 luglio 2018. Successivamente, nel luglio del 2018 la Procura. ha richiesto una seconda proroga filio el 28 febbraio 2019. Nell'aprile 2018 la Procura di Milano ha notificato ad Eni un'ulteriore richiesta di documentazione e atl'aliora Chief Development, Operation & Technology Officer un decreto di perquisizione dal quale lo stesso, insieme ad un altro dipendente Eni, risulta fra gli indagati.

Nell'ottobre 2018 l'Autorità giudiziarla ha eseguito il sequestro dell'account di posta elettronica di un dirigente Eni, già direttore genorale di Eni Congo nel periodo 2010-2013. Nel dicembre 2018 è stato eseguito un provvedimento di richiesta di documenti ex art. 248 c.p.p. emesso dalla Procura di Milano, avente ad oggetto i rapporti eçonomici intrattenuti da Eni e le sue controllate con alcune società. Nel febbraio 2019 Ení ha ricevuto una richiesta di prorega delle indagini prekiminari sino ad ottobre 2019.

Nell'aprile 2018 il Collegio Sindacale, l'Organismo di Vigilanza e il Comitato Controllo e Rischi di Eni hanno deliberato il conferimento di uni incarico congiunto ad uno studio legale indipendente e ad una società di consulenza professionale, esperti in ambito anti-corruzione affinché fosse espletato una verifica indipendente di natura forense sulla vicenda. I risultati preliminari di tali attività, allo stato non ancora concluse, non hanno evidenziato circostanze di fatto idonee a rilevare un diretto colnvolgimento di Eni, né di suoi dipendenti o manager chiave nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura.

Il 4 giugno 2018 la Consob ha chiesto a Eni e al suo Collegio Sindacale alcune informazioni relative alla predetta indagine, ai sensi deil'art. 115, comma 1, del D.Lgs. n. SB/1998 ["TUF"]. In porticofare, alla Società è stato richiesto di fornire elementi Informativi in merito alle "indagini Congo" e ad oglu iniziativa intrapresa dalla Società -- ivi incluse specifiche attività di audit svolte al riguardo e/e eventuali aftidamenti di incarichi di verifica in relazione alle indagini in commento - e ai relativi esiti, trasmettendo l'eventuale documentazione di supporto. Per quanto riguarda il Collegio Sindacale, l'Autorità ha chiesto di fornire elementi informativi in merito all'attività di vigilanza dallo stesso svolta riguardo alle indagini în questione. Il Collegio Sindacale e la Società hanno risposto alla richiesta di informazioni, rispettivamente, l'11 e il 13 giugno 2018.

4. Altri procedimenti in materia penala

[i] Enl SpA [R&M] - Procedimenti panali accisa sui carburanti. È pendente un procedimento penale innanzi alla Procura di Roma, avente ad oggetto la "presunta" evasione di accisa nell'ambito dell'attiviță di commercializzazione dei carburanți nel mercato della rete.

In particolare, la contestazione riguarda la presunta immissione in consumo da parte di Eni di prodotti petroliferi in quantitativi superiori rispetto a quelli assoggettati ad accisa. Tale procedimento (n. 7320/2014RGNR] costituisce la riunione di tre distinti filoni di indagine: [i] un primo procedimento, avviato dalla Procura di Frosinone nei confronți di una socieță terza (Turrizziani Petroli) acquirente di carburanti da Eni. Nell'ambito di tale indagine, estesa poi ad Eni, sono stati acquisiti presso quest'ultima dati e informazioni riguardanti l'assolvimento delle accise in relazione ai quantitativi di carburante esitati dalle tre basi dopprima oggetto d'indagine (Gaeta, Napoli e Livorno). Eni ha fornito la massima collaborazione possibile, consegnando tutta la documentazione richiesta. La Guardia di Finanza di Frosinone, unitamente alla locale Agenzia delle Dogane in esito alle indagini espletate ha emesso nel novembre 2013. un Processo Verbale di Constatazione per il mancato pagamento dell'accisa negli anni 2007-2012 per un vatore di €1,55 milioni e nel maggio 2014 l'Agenzia delle Bogane di Roma ha emesso il refativo avvisu di pagamento, prontamente impugnato dalla Società innanzi alla Commissione Tributaria di I grado di Roma. Nel marzo 2018 è stato depositato il dispositivo dello sentenza con la quale la Commissione ha accolto il ricorso presentato da Eni avverso la contestazione di omesso versamento di accise e condanna altresi l'Agenzia delle Dogane alle spese di giudizio; {ii ] un secondo procedimento derivante da un filone di indagine presso la Procura di Prato, riguardante il deposito di Calenzano per sottrazione di carburante attraverso una monipolazione degli erogatori, successivemente esteso anche alla Raffineria di Stagno (Livorno); (iii) un terzo procedimento, avviato dalla Procura di Roma, avente ad oggetto la presunta sottrazione di prodotto al pagamento delle accise in relazione alle eccedenze di prodotto allo scarico rispetto ai quantitativi indicati nei documenti fiscali di accompagnamento. Quest'ultimo procedimento rappresenta uno sviluppo di quello avviato dalla Procura di Frosinone e nel quale il primo procedimento è confluito, riguardante fatti sostanzialmente analoghi a quelli oggesto del procedimento di provenienza, con tuttavia arcune differenze sia in ordine alla natura dei reati contestati, sia in relazione alle condotte oggetto dell'accertamento. Anche il procedimento pendente innanzi alla Procura di Prato era stato riunito nel marzo 2015 al procedimento di Roma. La Procura di Roma ha ipotizzato, infatti, la sussistenza di un'associazione a dell'nquare finalizzata alla sottrazione sistematica di prodotti petroliferi presso tutte le

22 basi di carico di Eni disfocate sul territorio nazionale. Nel settembre 2014 è stato eseguito un ulteriore decreto di perquisizione e seguestro disposto dalla Procura di Roma nei confronti dell'allora ex Diretture Generale della "Divisione RRM". I presupposti del provvedimento sono analoghi a quelli del precedente, tuttavia l'accertamento in questione riguarda anche il periodo in cui al vertice della Divisione R&M vi era il precedente Direttore Generale. Nel marzo 2015 è stata eseguita una perquisizione su tutti i depositi del circuito Eni in Italia, disposta dalla Procura di Roma nell'ambito del medesimo procedimento, per verificare l'esistenzadi comportamenti fraudolenti finalizzati a manomettere i sistemi di misurazione dei carburanti movimentati presso i predetti depositi e funzionali agli adempimenti fiscall in materia di accise. Nel settembre 2015 la Procura di Roma ha disposto un accertamento. tecnico al fine di verificare la rispondenza dei software installari presso alcune testate metriche sequestrate in precedenza con guelli depositati dal fabbricante metrico terzo presso il Ministero.

dello Sviluppo Economico. Gli accertamenti tecnici si sono conclusi con la verifica della conformità dei software analizzati, in questa occasione si è appreso che il procedimento è stato esteso ad un cospicuo numero di dipendenti ed ex dipendenti della Società. Nel novembre 2017 è stato eseguito presso le raffinerle u i depositi di Eni in italia un provvedimento di sequestro preventivo dei misuratori di prodotti petroliferi emesso dal Tribunale di Roma su richiesta della Procura. La Società, anche in considerazione delle conseguenze connesse al fermo totale defle attività di raffinazione e di rifornimento di carburanti, ha interloguito con la Procura al fine di ridurre per quanto possibile al minimo l'impatto verso i clienti, le società e i servizi e dopo pochi giorni è stato revocato il sequestro preventivo, in ragione degli impegni assunti dalla Società, parte terza non indagata.

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Eni continua a fornire la massima collaborazione all'Autorità giudiziaria.

Nel dicembre 2017 sono stati nominati nell'ambito del procedimento. consulenti tecnici di rinomata professionalità e competenza, ai fini della verifica di integrity sui siti interessati e i cui esiti saranno oggetto di confranta con l'Autorità giudiziaria. Le verifiche sono in corso. Nel marzo 2018 è stato notificato della Procura di Roma l'avviso agli indagati di conclusione delle indagini preliminari. Per quanto di interesse di Eni, il procedimento coinvolge gli allora responsabili di deposito di Calenzano, Pomezia, Napoli, Gaeta ed Ortona per le fattispecie di reato di sottrazione aggravota e continuata al pagamento delle accise e anche i direttori delle raffinerie di Collesalvetti (Livorno) e Sannazzaro per le ulteriori fattispecie di alterazione dei sistemi di misura previsti dalle leggi applicabili. Inoltre, per il solo deposito di Colenzano, è contestata in capo al responsabile e a tre addetti di deposito, un'ipotesi di frode processuale, Alcuni dei difensori nominati hanno depositato memorie difensive, richiedendo alla Procura un provvedimento di archiviazione.

Nel settembre 2018 è pervenuta ad Eni, in qualità di parte offesa, notifica dell'avviso di fissazione di udienza emesso dal Tribunaie di Roma, in relazione alla contestazione di associazione a definquere e altre contestazioni minori, nei confronti dei numerosi indagati - tra cui oltre 40 posizioni Eni - oggetto di un procedimento stratciato (proc. n. 22066/17 RGNA) dal principale, per le quali, nel maggio 2012, la Procura aveva richiesto l'archiviazione. Altesito dell'udienza, nel dicembre 2018 il Giudice ha accolto la richiesta di archiviazione per numerose posizioni, tra cui tredici posizioni Eni, mentre ha rigettato la richiesta, imponendo alla Procura di formulare l'imputazione nei termini e forme di legge per ventotto posizioni Eni (inclusi gli ex vertici dell'allora Divisione R&M) per il reato associativo.

Nell'ottobre 2018 è pervenuta nell'ambito del procedintento penale principale notifica dell'avvisni di fissazione dell'udienza preliminare e della relativa richiesta di rinvio a giudizio formulata dalla Progura. 5ul versante tributario, nell'ambito del procedimento argininistrativo: avviato per la riscossione delle imposte assentamente non versite, rig nell'aprile 2018 la Guardia di Finanza ha notificato ad Eni un Processo Verbale di Contestazione che quantifica le maggiori accise dovute per gli anni 2008-2017 in €34 milioni ed i maggiori mponibili delle altre imposte connesse [imposte sul reddito ed tVA] immisum tale dadeterminare ulteriori imposte dovute per C2Z milionis l'Aggnzia delle Dogano e delle Entrate cui compete l'emissione dell'aux so di pagamento/accertamento potranno comminare sanzioni ed interessi.sa Parte dello maggiori accise contestate e delle altre imposte relative è riconducibile alla stessa fattispecie per la quale Eni ha già conseguito

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sentenza favorevole di primo grado a seguito del ricorso dirinonzi allo Commissione Tributaria Provinciale di Roma. La società ricorrerà nelle sedi opportune. A fronte di questo contenzioso è stato eseguito un accantonamento al fondo imposte,

(ii) Eni SpA - Procura della Repubblica di Milano - Proc. Pan. 12333/2017. Nel febbraio 2018 è stato notificato un decreto di parquisizione e sequestro con riferimento alle ipotesi di reato associativo finolizzato alla calunnia ed alle false informazioni rese al Pubblico Ministero. Dal provvedimento risultano indagati, tra gli altri, un ex legale esterno di Eni, l'ex Chief Legal and Regulatory Affairs di Eni, attualmente Chief Gas & LNG Marketing and Power Officer della Società. Secondo quanto riportato nel decreto, l'associazione sarebbe tinalizzato ad intraiciare l'attività giudiziaria nei procedimenti persali di Milano che vedono coinvolti, tra gli altri, Eni ed alcuni dei suoi amministratori e dirigenti. Inoltre, Eni non risulta essere aggetto di indagine.

A seguito di quanto sopra, il Comitato Controllo e Pischi, sentito il Collegio Slodacale, ha convenuto, unitamente all'Organismo di Vigilanza, di affidare a un soggetto terzo indipendente lo svolgimento di uni incarico per una verifica interna su documenti e fatti rilevanti rispetto alle vicende connesse con if citato procedimento, incluse analisi di tipo "forensic". L'incarico è stato conferito il 22 febbraio 2018 e, neila Relazione finale del 12 settembre 2016, presentata al Comitato Controllo e Rischi, all'Organismo di Vigilanza e al Collegio Sindacale, è riportato che dalle analisi svolte, e rispetto alle ipotesi formulate dalla Procura di Milano nel decreto, non emergerebbero evidenze fattuali circa il coinvolgimento dell'ex Chief Legal and Regulatory Affairs di Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura.

Nel contempo il 19 aprile 2018 il Consiglio di Amministrazione ha conferito incarico a due consulenti esterni, un penalista o un civilista, per ricevere una consulenza legale indipendente in relazione ai fatti oggetto di indagine. Gli esiti sono stati riportati in due relazioni del ZZ novembre 2018 e del 14 febbraio 2019 che nonhanno evidenziato circostanze di fatto idonee di per se a rilevare un diretto coinvolgimento di persone Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura. Le relazioni sono state presentate all Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sindacale di Eni, nonché trasmesse all'Organismo di Vigifanza di Eni.

Il 4 glugno 2018 la Consob ha chiesto a Eni e al suo Collegio Stridacale olcune informazioni relative al predetto procedimento, ai sensi deil'art. 115, comma 1, del TUF. In particolare, alla Società sono stati richiesti elementi informativi clica l'incarico affidato al soggetto terzo indipendente, gli esiti dell'incarico stesso, nonché su ogni altra azione întrapresa da Enî e dai suoi organi sociali in relazione aila vicenda in questione. Per quanto riguarda il Coltegio Sindacale, l'Autorità ha chiesto informazioni in mento allo scambio informativo intrattenuto con la società di revisione sulla vicenda in esame e sul programma di lavoro dalla stessa svoko, nonché l'aggiornamento su ogni uteriore iniziativa di vigilanza che il Collegio decida di adottare, il Collegio Sindacale e la Società hanno risposto afla richiesta di informazioni, rispettivamente, P11 e il 13 giugno 2018, Successivamente, la Società ha integrato la propria risposta inviando ulteriore documentazione incluse la relazione finale del soggetto terzo indipendente è le relazioni dei consulenti del Consiglio di Amministrazione; il Collegio Sindacale ha periodicamente aggiornato la Consob defie diverse iniziative di vigilanza assunte con comunicazioni inviate il 21 settembre, 3 e 20 dicembre 2018. e 19 febbraio 2019, Per maggiori informazioni sull'attività di vigilanza del Collegio Sindacate e sui refativi esiti si veda la Refazione del Collegio Sindacale all'Assembleo degli Azionisti. Il 13 giugno 2016 è stata notificato o Eni una richiesta di consegna di documentazione ex art. 248 c.p.p. Oggetto della richiesta sono i documenti inerenti all'audit interno e ad eventuali audit esterni relativi agli incarichi affidati all'ex legale esterno ad Eni, che nsulta indagato nell'ambito del procedimento. Nell'ambito di questa richiesta sono state trasmesse alla procura. anche le relazioni del soggetto terzo indipendente e dei consulenti del Eposiglio di Amministrazione,

(iii) Eni SpA - Procura della Repubblica di Milano - Abuso di informazioni privilegiate. Nel marzo 2019 è stata notificata al Chief Upstream Officer di Eni una richiesta di proroga di indagini preliminari [precedentemente nun note] condotte dalla Procura di Milano, in relazione ad un'ipotesi di violazione dell'art. 184 del D.Lgs. 58/1998 [Testo unico delle disposizioni in materia di intermediazione (inanziaria – "TUF"; abuso di informazioni privilegiate) che si presume commessa nel periodo tra il 1º novembre e il 1º dicembre 2016. Lipotesi non risulta meglio specificata nell'atto notificato.

5. Procedimenti chiusi

• [i] Syndial SpA Clorosoda. Procedimento avviato nei confronti di 17 ex dipendenti di società riconducibili al Gruppo Eni, che ha ad oggetto i reati di omicidio colposo e lesioni personali gravi e/o gravissime in relazione al decesso di 12 ex dipendenti e a presunte malattie professionali dei dipendenti che avevano prestato servizio presso l'impianto Ulorosoda, gestito dalle società anzidette. I fatti contestati riguardano il periodo che va dal 1969, anno di messa in esercizio dell'impianto, al 1998, anno in cui sono terminate le operazioni di bonifica dell'impianto. La Procura ha chiesto e ottenuto dal Giudice lo svolgimento di una perizia medico-legale su ottre cento lavoratori. che hanno prestato la propria attività lavorativa presso l'impianto. La relazione predisposto dai periti nominati dal Gludice esclude la presenza di elementi scientificamente opprezzabili per ritenere che le patologie lamentate per tutti i casi sottoposti all'accertamento siano conseguenza dell'esposizione alle sostanze proprie del ciclo produttivo dell'impianto clorosoda-dicforoetano. I periti hanno, inoltre, afrermato che non si riscontrano violazioni della normativa in materia di controllo e igiene industriale. A seguito della perizia la Procura ha emesso l'avviso di conclusione delle indagini preliminari in relazione a 4 casi, contestando il reato di lesioni personali e formulato la richiesta di rinvio a giudizio solo in relazione alla specifica vicenda che riguarda un ex-lavoratore nel frattempo deceduto. Rispetto all'iniziale contestazione, che aveva ad oggetto numerosi (oltre cento) casi di lesioni personali e omicidio colposo, il procedimento dunque si è ridimensionato. Nel giugno 2017 il Gudice ha pronunciato sentenza di non lungo a procedere perché il fatto non sussiste per tutto gli imputati; la Procura ha proposto appello. Nel settembre 2018 la Corte d'Appello ha dichiarato inammissibile l'impugnazione proposta. dal Pubblico Ministero, con pronuncia passata in giudicato. Anche in relazione al procedimento stralcio avente ad oggetto i 4 casi anzidetti il Biudice ha pronunciato la sentenza di non luogo a procedere, divenuta irrevocabile nel feabraio 2018.
• [ii] Eni Raffineria di Gela SpA Enitiad SpA Syndial SpA. Nel dicembre 2015, 273 cittadíni di Gela hanno presentato un ricorso ex art. 700 c.p.c. per chiedere che il Tribunale disponesse la fermata di tutte le ottività produttive delle società dol Gruppo Eni presenti nella piana di Gela al fine di porce fine all'impatto ambientale delle stesse sufl'ambiente circostante e sulla salute della popolazione locale. I ricorrenti hanno

E.G. Principle of the Schools Schools 2010

chiesto altresi di nominare dei commissari al ocali affidare la gestione della fermata degli impianti e la prosecuzione degli interventi di bonifica dell'area, inoltre è stato chiesto di ordinare al Comune di Gela, quale autorità competente in materia di tutela sanitaria, di adottare ogni provvedimento ritenuto utile a preservare la salute della popolazione. locate. L'iniziativa giudiziaria trae origine dalla presunta situazione di generale compromissione ambientale del sito e dalla conseguente necessità di tutelare la popolazione da sori rischi per la salute, Liniziativa è stata promossa anche a seguito di talune relazioni tecniche depositate dai periti del Tribunale in un procedimento pre-contenzioso volto ad accertare la sussistenza di un nesso cousale tra l'Inquinamento di origine industriale e le malformazioni registrate nella città di Gela. A seguito di articolata istruttoria, nel dicembre 2017 il Tribunale ha rigettato tutte le richieste dei ricorrenti, condannandoli al pagaroento delle spese processuali. Avverso tale provvedimento è stato proposto reclamo. Nel settembre 2018 il Tribunale ha rigettato l'impugnazione proposta dai ricorrenti, confermando i contenuti dell'ordinanza emessa dal Giudice di primo grado. Il procedimento cautelare promosso dunque è definitivamente concluso.

Attività in concessione

Eni opera in regime di concessione prevalentemente nel settore Exploration & Production e nella linea di business Refining & Marketing, Nel settore Exploration & Production le clausoie contrattuali che regolano le concessioni minerarie, le licenze e i permessi esplorativi disciplinano l'accesso di Eni alle riserve di idrocarburi e differiscono da Paese a Paese. Le concessioni minerarie, le licenze e i permessi sono assegnati dal titolare. dei diritto di proprietà, goneralmente Enti pubblici, compagnie petrolifere di Stato e, in alcuni contesti giuridici, anche privati, hi forza dell'assegnazione della concessione mineraria, Eni sostiene i rischi e i costi connessi all'attività di esplorazione, sviluppo e i costi operativi e ha diritto alla produzioni realizzate. A fronte delle concessioni minerarie ricevute, Eni corrisponde delle royalties e, in funzione della legisfazione fiscale vigente hel Paese, è tenuta al pagamento delle imposte sul reddito derivante dallo sfruttamento della concessione. Nei Production Sharing Agreement e nei contratti di service il diritto sulle produzioni realizzate è determinato dagli accordi contrattuali con le compagnie petrolifere di Stato contressionarie, che stabiliscono le modalità di rimborso sotto forma di diritto sulle produzioni, dei costi sostenuti per le attività di esplorazione, sviluppo e dei costi operativi (cost cil) e la quota di spettanza a títolo di remunerazione (profit dil). Nella linea di business Refining & Marketing alcune stazioni di servizio e altri beni accessori al servizio di vendita insistono su oree autostradali concesse a seguito di una gara pubblica in sub-concessione dolle società concessionarie autostradali per l'erogazione del servizio di distribuzione di prodotti petroliferi e lo svolgimento delle attività accessorie. A fronte dell'affidamento dei servizi sopra indicati, Eni corrisponde alle società autostradali rogalties fisse e variabili calcolate in funzione dei cuantitativi venduti. Al termine delle concessioni è generalmente previstala devoluzione gratuita dei beni immobili non rimovibili.

Regolamentazione in materia ambientale

i tischi connessi all'impatto delle attività Eni sull'ambiente, sulla salute e sulla sicurezza sono descritti nei Fottori di rischio e di incertezza – Rischio operation e connessi rischi in materia di HS&E della Relazione sulla gestione. In futuro, Eni sosterrà costi di ammontare significativo per adempiere gli obblighi previsti dalle norme in materia di salute, sicurezza e ambiente, nonché per il ripristino ambientale, la bonifica e messa in sicurezza di aree in precedenza adibite a produzioni industriali e siti dismessi, in particolare, per quanto riguarda il rischio ambientale, Eniattualmente non ritiene che vi saranno effetti negativi sul bilancio consolidato in aggiunta ai fondi stanziati e tenuto conto degli interventi già effettuati e delle polizze assicurative stipulate. Tuttavia non può essere escluso con certezza il rischio che Eni possa incorrere in ulteriori costio responsabilità anche di proporzioni rilevanti perché, allo stato attuale delle conoscenze, è impossibile prevedere gli effetti dei futuri sviluppi" tenuto conto, tra l'altro, dei seguenti aspetti: (i) la possibilità che emergano nuove contaminazioni; (ii) i risultati delle caratterizzazioni in coso e da eseguire o gli altri possibili effetti derivanti dall'appficazione del Decreto Legislativo n. 152/2006; [iii] gli eventuali effetti di nuove leggi e regolamenti per la tutela dell'ambiente (es. Legge 68/2015 sugli Ecoreati e Direttiva UE 2015/2193 sugli impianti di combustione medi); (iv) gli effetti di eventuali innovazioni tecnologiche per il risanamento anibientale; (v) la possibilità di controversie e la difficoltà di determinare le eventuali conseguenze, anche in relazione alla responsabilità di altri soggetti e ai possibili indonnizzi.

Emission trading

A portire dal 2013 in Europa ha preso il via la terza fase del sistema di scambio di quote (EU-ETS), durante la quale lo strumento principale di assegnazione dei permessi di emissione alle installazioni è raopresentato dalla vendita all'asta, in luogo dell'assegnazione gratuita basata sulle emissioni storiche. Par il periodo 2013-2020 l'assegnazione gratuita del permessi avviene utilizzando parametri di riferimento europei specifici per ogni settore industriale [ed. benchmark], ad eccezione del settore termoelettrico, per il quale non sono più previste assegnazioni gratuite. Tale contesto regolatorio determina per gli impranti Eni soggetti ad emission trading l'assegnazione di un quantitativo di permessi di emissione generalmente inferiore rispetto alle emissioni registrate nell'anno di riferimento, con la necessità di acquistare le quote nocessarie ai fini di compliance tramite l'approvvigionamento sul mercato delle emissioni. Nell'esercizio 2018 le emissioni di anidride carbonica delle installazioni Eni sono risultate, complessivamente, superiori rispetto ai permessi assegnati. A fronte di 19.93 milioni di tonnellate di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 7,25 milioni di tonnellate di permessi di emissip⁴ ne, facendo registrare un deficit di 12,68 milioni di tonnellate. L'intero deficit è stato compensato tramite l'approvvigionamento dei perméssi mançanti sul mercato delle emissioni.

虪

3394276

$28^+$ Ricavi

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

$\not\in$ millioni	Exploration & Production	Gas & Power	Refining B. Marketing e Chimica	Corporate e Altra attlyltä
2018
Ricavi da clienti terzi	9,943	43.109	22.594	176	75.022
Ricavi per prodotti e servizi venduti:
Ricavi pes:
- Vendita greggi	3.582	10.471			22.453
- Vendita prodotti petroliferi	1.133	4.053	17.213		22.399
- Vendita gas naturale e GNL	4,554	15.0BB			19.642
- Vendita prodotti petrochimici		762	4.777	95	5.571
- Vendlta attri prodotti	27	2.363	29	11	2.42
- Servizi	247	2.372	584	130	3,333
Totalo	9.943	43,109	22.594	176	75.822
Tempistiche di trasfarimento beni/servizi:
Beni e servizi trasferiti în uno specifico mumento.	9.676	42.979	22.535	106	75.296
Beni e servizi trasferiti lungo un arco temporale	267	130	59	70	526

[Equation]
Ricavi rilevati a fronte di possività con la clientela esistenti all'inizio dell'esercizio
Ricavi rilevati a fronte di performance obbilgation soddisfarre o parzialmente soddisfatte in esercizi precadenti .

attività e per area geografica di destinazione alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

I ricavi della gestione caratteristica sono analizzati per settore di la ricavi della gestione caratteristica verso parti correlate sono indicati alla mota n. 36 - Repporti con parti currelate.

ALTRI RICAVI E PROVENTI

[Emilion.] .		2016
Plusvalenze da vendite di arrività materiali, immateriali e rami d'azionda-	288
Altri proventi		--
	.OSB

d'azienda 2018 riguardano per €428 milioni la cessione del 10% dell'asset Zohr in Egitto, quelle relative al 2017 riguardavano per £1.985 milioni la cessione dell'interest del 25% dell'Area 4 in fase di

Le plusvalenze da vendita di attività materiali, immateriali e rami eviluppo nell'offshore del Mozambloo e per £1.281 milioni ia cessione del 40% dell'asset Zohr in Egitto.

Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

End Delander Consumer

29 Costi

ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI

(Emiliane)		2017	2016
Costi per materie prime, sussidiarie, di consumo e merci-	41.125	35.907	27.783
Čosti per servizi	10.625	12.223	12.727	ĸ.
Casti per godimento di beni di terzi	1.820	1.684	1.672
Accontonamenti netti al fondi per rischi e onezi-	1.120	BBG	505
Dneri per variazione prezzi di vendita su operazioni everfifting e underlifting		145	240
Altri ancri	1.130	931	666
	55.820	51.781	43.593
a dedurre:
- incrementi per lavori interni - attività materiali	F192	(224)	297
- Incrementi per lavori interni - attività Immateriali	61	Ĺa.	(18)
	55.622	51.548	43,278

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi comprendono costi geologíci e geofisici dell'attività esplorativa del settore Exploration & Production che ammontano a €287 milioni (€273 milioni e €204 milioni rispettivamente nel 2012 e nel 2016) e canoni per contratti di leasing operativo per €872 milioni (€1.022 milioni e €566 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016].

patrimoniale aromontano a €197 milioni (€185 milioni e €151 milioni rispettwarnente nel 2017 e nel 2016].

I costi per godimento di beni di terzi comprendono royalties su prodotti petrofiferi per €1.043 milioni (€674 milioni e €572 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016).

I pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non an-

l costi di ricerca e sviluppo privi dei requisiti per la nievazione nell'artivo nullabili si analizzano come segue:

$\left($ C millioni) $\frac{1}{2}$ . $\frac{1}{2}$ . $\frac{1}{2}$ . $\frac{1}{2}$ . $\frac{1}{2}$ . $\frac{1}{2}$		2017	2015
Pagabillentro: $\mathcal{L}_1$ and $\mathcal{L}_2$ and $\mathcal{L}_3$ 1 anno	775	BUJ	593
da 2 a 5 anni	1,653	1.710	1.040
oltre 5 anni	1.524 3.953	1.939 4.532 and the company of the set of the property of the company	285 2.418

I contratti di leasing operativo riguardano principalmente unità di floating production & storage [FPS0] per lo sviluppo di giacimenti di idrocarburi, immebili per uso ufficio, impianti di perforazione offshore (rig), time charter e noli di navi a tungo termine, terreni, stazioni di servizio e altri impianti, attrezzature e beni. Questi contratti possono prevedere opzioni di rinnovo. Non ci sono significative restrizioni imposte ad Enidagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacità di indebitarsi.

Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per

esuberanza riguardano l'accantonamento netto al fondo rischi per contenziosi di €101 milioni (accantonamenti netti di €375 milioni e di €55 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016) e l'accantonamento netto al fondo rischi ambientali di €266 milioni (accantonamenti netti di €200 milioni e €198 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016]. Maggiori informazioni sono ripertate alla nota n. 20 - Fondi per rischi e oneri. Gli accantonamenti ai fondi per rischi e oneri al netto degli utilizzi per esubcranza sono analizzati per settore di attività alla nota n. 35 -Informazioni per settore di attività e per area geografica.

$83942$ $48$

COSTO LAVORO

[€ máloni]		2017	2016
Salari e stipendi	2.409	2.447	2.491
Oneri sociali	443	441	445
Uneri per programmi a benefici ai dipendenti	220	113	ŰI
Altri casti	170	162	202
	3.247	3.153	3.219
a dedurre:
-incrementi per lavori interni - attività materiali	ำ42।	202	215
· incrementi per lavori interni - attività immateriali	(12)	' 10	( 19)
________	3.093	2.951	2.994

Gli altri costi comprendono oneri per esodi agevolati per E37 milioni (€18 milioni e €47 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016) e onori per programmi a contributi definiti per €95 milioni (€90 milioni e €83 milioni rispettivamente nel 2017 e nel 2016].

Gli oneri per programmi a benetici ai dipendenti sono analizzati alla nota n. 21 - Fondi per bunefici ai dipendenti.

I costi verso porti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

Numero medio dei dipendenti

ll'numero medio dei dipendenti delle imprese fnoluse nell'area di consolidamento ripartito per categoria è il seguento:

			2012		2016
[numero]				Joint EMilitador	Ionunllate	Joint i operations
Origenti	599		995		1.D2B	18
Duadri	9.095	B4	5.089	98	9.160	109
Impiegati	16.220	361		371	17180	384
Operai	5.259	283	5.659	285	5.703	294
	31.573	245	32.464	771	33.061	BO5

Il numero medio dei dipendenti è calcolato como semisomma dei oipendenti all'inizio e alla fine del periodo.

Il numero medio dei dirigenti comprende i manager assunti e operanti all'estero la cui posizione organizzativa è assimilabile alla qualifica di dirigente.

Piani di incentivazione del dirigenti con azioni Eni

L'Assemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Tormine 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione del Piano e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprie al servizio del Piano. Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 prevede tre attribuzioni di azioni ordinarie negli anni 2017, 2018 e 2019 ed è destinato all'Amministratore Belegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell'ambito delle "risorse manageriali critiche per il business", individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendali o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. Il Piano prevede l'assegnazione di azioni Enf a títolo gratuito ai beneficiari al termino di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Coerentemente aila natu-

ra sostanziale di retribuzione, al sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period. Il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: [i] per il 50%, dall'andamento del Total Shareholder Return (TSR) del titolo Ens, rapportato al TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni ("Peers Group^an") rapportato anch'esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimento31, (ii) per il 50%, dalla variaziono percentuale annuale dal Net Present Value (NPV) delle riserve certe confrontata con l'analoga variazione di ciascuna società del Peer Group. In base all'andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo grateito dopo treanni dall'attribuzione potrà essere compreso tra lo DX e il 180% del numero. delle azioni attribuite inizialmente; il 5D% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in servizio sarà sottoposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trasferimento per un anno dalla data di assegnazione.

Alla grant date sono state attribuite: [i] nel 2017, n. 1.719.061 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a £2,99 per azione; (ii) nel 2018, n. 1,517.975 azioni; il fair value medio por derato di tali azioni alla medesima data è pari a €11,73 per azione.

⁽³D) After Gruup & composm dalla seguemi secietik, Anadarko, Apache, BP, Ensuron, ConocnPhillips, ExxanMabis, Maratiko XII, Royal Dunch Shell, Stato Fe Total.

^[31] La condizione di porformance connessa con il TSR ai sensi dei principi contelali imprimazionali rappresenta una cd. market condition.

225

Beleziber Findana arta

Ananche 2010

La determinazione del fair value è stata operata adottando appropriate tecniche di valutazione, avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dal piano (metodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve), tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni alla dato di attribuzione (€14,246 per l'attribuzione 2018; €13,81 per l'attribuzione 2017], ridotto dei dividendi attesi nel vesting period (circa 5,8% del prezzo dell'azione alla data di attribuzione), considerando la volatilità del titolo (circa 20% per l'attribuzione 2018; circa 25% per l'attribuzione 2017), le previsioni relative all'arxiamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di cedibilità al termine del vesting period (cd. bck-up period).

I costi relativi al Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017 e 2018, rilevati come componente del costo lavoro, ammontano a €5,1 milioni (€0,4 milioni nel 2017) con contropartita alle riserve di patrimonio netto.

Compensi spettanti al key management personnel

I compensi, incluso i contributi e gli oneri accessori, spettanti ai soggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i dirigenti con responsabilità strategica (cd. key management personnel) in carica nel corso dell'esercizio si analizzano come segue:

l€ milloni		2017 . .	2016
Salari e stipendi
Benefici successivi al rapporto di lavoro
Altri benefici a lungo termine.			$\cdots$
Indermità per cessazione del rapporto di lavoro.
	35		44

Compensi spettanti agli amministratori e ai sindaci

Icompensi spettanti agli amministratori ammontano a €9,6 milioni, €14,5 milioni e €7,1 milioni rispettivamente per gli esercizi 2018, 2017 e 2016. l compensi spettanti ai sindaci ammontano a €0,504 mifioni, €0,760 milioni e £0,738 milioni, rispettivamente per gli esercizi 2018, 2017 e 2016.

I compensi comprendono gli emolumenti e ogni altra somma avonte natura retributiva, previdenziale e ossistenziale dovuti per lo svolgimento della funzione di amministratore o di sindaco in Eni SpA e in aftre imprese incluse nell'area di consolidamento, che abbiono costituito un costo per Eni, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche,

30 Proventi (oneri) finanziari

(C mil.ani)	"不能要要的。"	2017	2016
Proventi (oneri) dranzlari Proventi finanziari	3.962	3.924	5.8SO
Oneri Enarziarl	(4.663)	[5.886]	(6.232)
Proventi (aneri) netti su attività finanziario destinou: al trading	32	[111]	121
Ştrumenti finanziari derivatl	1307	837	(482)
	[971]	(1.235) والقسم وواداه المراوية وواسطت	[8B5]

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue;

(E milioni)		2017	2011
Proventi (eneri) finanziari correlati all'indebitamento finanziario netto
- Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari	(565)	[633]	1639)
- Proventi (oneri) netti su attività finanziarie destinate al tradicgi		[11]	[견
- Interessi e altri oneri verso banche e astri finanziatori	1201	113)	(116)
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli non strumentali all'attività operativa		16
- Interesai attivi verso bancho		12
	(627)	[B34]
Differenze attive [passive] di cambio	341	(905)
Strumenti finanziari derivati	(307)	837
Altri proventi (oneri) (inanzieri
- Interessi e altri proventi su crediti finanziari e titoli strumontali all'attività operativa.	132	128
- Drezi finanzlari imputati all'ettivo patrimoniale	52	73	106
- Oneri finanzlari connessi al trascorrere del tempo lo)	2491	(264)	[912]
- Altri proventi [aneri] finanziari	(313)	(271)	[290]
	(378)	(334)	(353)
	(971)	[1,236]	[885]

(a) tie vode riguarda l'indiamento del fondi per rischi e oneri che sono Indicari, ad un valore attualizzata, nelle passività non correnti del bifancio.

$83942$ +20

Gli strumenti finanziari dezivati sono analizzati alla nota n. 23 - Strumenti finariziari derivati e hedge accounting.

I proventi [oneri] finanzlari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 36 - Rapporti con parti correlate.

31 Proventi (oneri) su partecipazioni

EFFETTO VALUTAZIONE CON IL METODO DEL PATRIMONIO NETTO

L'analisi delle plusvalenze e minusvalenze delle partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto è indicata alla nota n. 14 -Partecipazioni.

per settore di attività alla nota n. 35 - Informazioni per settore di attività e per area geografica.

L'effetto valucazione con il metodo del patrimonio netto è analizzato

ALTRI PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI

[C milioni]		2017	2015
Dividendl	231	205	147
. Plusvalenze [minusvalenze] nette de vendita	22 $\cdots$	16.
Altri proventi foneril netti	910	'33।	1B3.
	. 163	33.	54)
has a more a construction of the constant of the construction of the Constitution of the Constitution of the Constitution of the Constitution of the Constitution of the Constitution of the Constitution of the Constitution

I dividendi si riferiscono alla Nigeria LRG Ltd per €187 milioni e alla Saudi European Petrochemical Co per £35 milioni (analogamente nei comparative periods).

Gli aftri proventi netti comprendono la plusvalenza di €889 milioni derivante dalia business combination tra Eni Norge AS e Puint Resources AS con la costituzione della joint venture Vâr Energi AS determinata dalla differenza tra il valore d'iscrizione della partecipazione corrispondente at fair value dei net assot combinati e il valore di fibro dei net asset ceduti. Nei comparative periods gli oneri si riferiscono alla svalutazione da impairment test di joint venture e collegate.

32 | Imposte sul reddito

$\ddot{\phantom{a}}$

(Cmiliani)		2017	2016
Imposts correnti:
-imprese Nafiano	301	712	195
simprese estere operanti nel settore Exploration & Production	4.906	3.157	2.671
-imprese estero	163	142	133
	5.370	4.021	2.999
Imposte differito e anticipate notte:
-imprese italiane	130	1464	[243]
-imprese estere operanti nel sattore Exploration & Production	497	í 162)	[0.13]
-imprese estere	f 27.	72
	600	[554]	[1.063]
	5,970	3.467	1.936
_________

83942 Feed

Le imposte correnti relative alle imprese italiane riguardano imposte estere per €241 milioni.

l'aliguota fiscale (res vigente in Italia del 24% (24% e 27,5% rispettivamente nel 2017 e nel 2016] e l'onere fiscale effettivo è il seguente:

La riconciliazione tra l'anere fiscare teorico determinato applicando

Emiliani]		2017	2016
Utile ante imposte	10.107	6,844	892
Allouota fiscale teorica [Ires] (%)	24 D	24.0	27,5
Imposte teoriche	2.426	1.643	245
Variazioni in aumento (diminozione):
- effetto maggiore tassazione delle imprese estere	3.096	1.882	1.152
effetto delle svalutazioni delle attività per imposte anticipate e rideterminazione aliquote fiscali	252	[98]	397
- effetto tassazione dividendi intragreppo-			82
- effetto Irap delle società italiane	SÒ	22.	42
· effetto tassazione delle plusvalenze (minusvalenze) da cessione di partecipazioni		(177)
effetto rideterminazione addizionale tres prevista dalla Legge n. 7 del 6 febbraio 2009 -		-51
- altre motivazioni	100	75
	3.544	1.824	1.691
Imposte effettive	5.970	3.467	1.936

La maggiore tassazione delle imprese estere riguarda il settore Exploration & Production per E3.014 milioni (rispettivamente, €1.811 mi lioni e €1.211 milioni nel 2017 e 2016).

33 Utile per azione

L'utile per azione semplice è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circoiazione nell'anno, escluse le azioni proprie.

Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 3.601.140.133. [stesso ammontare negli esercizi 2017 e 2016].

L'utile per azione diluito è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza Eni per il numero medio ponderato delle azioni Eni SpA in circotazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere emosse.

Al 31 dicembre 2018 le azioni che potenzialmente potrebbero esse-le messe in circolazione riguardano le azioni assegnate a fronte del piani la T azionario 2017 e 2018. Il numero medio ponderato delle azioni in circola zione utilizzate ai fini del calcolo dell'utile per azione diluito è di 2.782.58 per l'esercizio 2018 [1.591.413 nell'esercizio 2017]. Nell'anno 2016 non c sono azioni di potenziale emissione con effetti diluitivi sui risultati.

La riconciliazione del numero medio ponderato delle azioni in circolazione utilizzato per la determinazione dell'utile per azione semplice e diluito è di seguito indicata:

		一个不为道	ZD17	2016
Numero medio ponderato di azioni in circolazione per l'utile semplica-		3,601,140,133	3.601.140.133	3.601.140.133
Numero di azioni potenziali a fronte del piano ILT azionario		2.782.584	1.691.413
Numero medio ponderato di azioni in circolazione par l'utile diluito		3.603.922.717	3.602.831.546	3.601.140.133
Utilo netto di competenzo Eni	{E miliani}	4.126	3.374	[1.464]
Utile (perdita) per azione semplice	(ammontan in E per azione )	1.15	0,94	[0,42]
Utile (perdito) per azione diluito	(ammontari in E per azione)	1,15	0.94	U.A.
Utile netto di competenza Eni - continuing operations	[E miliani]	4.126	3.374	.1.05 p
Utile (perdita) per azione semplica	∤ammontari in € per azione	1,15	0,94
Litile (perdita) per azione diluito	(ammontari in É per azione)	1.15	0.94
Utile netto di competenza Eni - discontinued operations	[ C mkioni ]			(413)
Utile [perdita] per azione semplice	(ammontarl in 6 per azione )			(0, 12)
Uule (perdita) por aziono diluito	(ammontari is C per azione).			10.121

Manang steps Elic Australiand

227

$\overline{2}$

$33942$ (22

34 | Esplorazione e valutazione di risorse Oil & Gas

I valori ritevati in bilancio in merito all'attività di esplorazione e valutazione di risorse minerarie, relative al settore Exploration B. Production, sono di seguito indicati:

E milioni)		2017	2016
Ricavi relativi all'attività di espiorazione e valutazione.	17
Costi di esplorazione ed appraisal imputati a cento economico:
- write-off di costi di esplorazione ed appraisal.	93	252	170
- costi per prospezioni goologiche e geofisiche.	207	273	204
Totale costi di esplorazione ed appraisai imputati a conto economico.	380	525	374
Attività immateriali: diritti e potenziale esplorativo	1.001	995	1.092
Attività materiali: attività di esplorazione ed opproisal	1.257	1.371	1.905
Totale attività materiali e immateriali	2.348	2.355	2.997
Fondo abbandono e ripristino siti relativo all'attività di esplorazione e valutazione			118
investimenti osplorativi [flusso di cassa da attività d'investimento].	463	442.	417
Costi per prospezioni geologiche e geofisiche (flusso di cassa da attività operativa)	287	273	204
Totale effort esplorativo	750	715	521

35 | Informazioni per settore di attività e per area geografica

INFORMAZIONI PER SETTORE DI ATTIVITÀ

La segment information di Eni è determinata sulla base dei segmenti operativi i cui risultati sono rivisti periodicamente dal Chief Operating Decision Maker [il CEO] per la valutazione delle performance e le decisioni di allocazione delle risorse.

Le principali informazioni finanziarie dei segmenti operativi oggetto di reporting al CEO sono: i ricavi, l'utile operativo e le attività e passività direttamente attribuibili.

Al 31 dicembre 2018 Eni è organizzata nei seguenti segmenti operativi: Exploration & Production: comprende le attività di ricerca, sviluppo e produzione di petrolio e gas naturale, inclusa la partecipazione a propetti di conversione del gas naturale in GNL.

Gas & Power: comprende le actività di approvvigionamento e vendita di gas naturale all'ingrosso e ai dettaglio, acquisto e commercializzazione di GNU e acquisto, produzione e vendita di energia elettrica all'ingrosso e al dettaglio. Il settore Gas & Power comprende anche l'attività di acquisto e commercializzazione di greggi e prodotti petroliferi in funzione delle esigenze dell'attività di raffinazione di Eni e l'attività di trading di commodity

ya S

energetiche (petrolio, gas naturale, energla electrica, certificati di emissione, ecc.) per finalità sia di copertura e stabilizzazione dei margini industriali e commerciali in un'ottica integrata sia di ottimizzazione.

Refining & Marketing e Chimica: comprende le attività di supply, lavorazione, distribuzione e marketing di carburanti e prodotti chimici. I risultati del business Chimica sono stati aggregati con quelli della Refining & Marketing in un unico reportable segment, poiché questi due segmenti operativi presentano ritorni economici simili.

Corporate e Altre attività: comprende le principali funzioni di supporto al business, in particolare le attività di holding, tesoreria accentrata, II, risorse umane, servizi immobiliari, attività assicurative captive e l'attività di conifica ambientale svolta dalla controllata Syndial. I risuitati della Direzione Energy Solutions, impegnata nello sviluppo del business dell'energia da fonti rinnovabili, sono compresi nell'aggregato Corporate e Altre attività polché tale segmento operativo non soddisfa la soglia di rilevanza quantitativa prevista dall'IFRS 8 per essere un autonomo reportable segment.

Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
-----------------------------------------------------------	--

$\bar{z}$

					8394
Le informazioni per settore di attività sono le seguenti:
	Exploration & Production	Ges & Power	Refining ScMarketing	Corporate e Attre strività e Attre strività	Rettifiche per utill Interni
			e Chimica			latale
(Cassioni) 2018
Ricavi netti della gestiana caralteristica (a)	25.744	55.690	25.216	1.5B9
a deduce: ricovi infrase ttori	(15.001)	{12.501)	(2.622)	[1.413]
Ricavi da terzi	9.943	43.109	22.S94	176	211	75.822 9.983
Risultato operativo	10.214	629 Ś3	(380) 274	(691) 579	回	1.120
Accantonamenti aetti si fondi per rischi e oner	235 6.152	408	399	男	(30)	6.988
Ammortamenti Svalutazioni di attività materiali e immateriali	1.025	56	193	18		2292
Riprese di valore di attività materiali e immateriali	299	122				426
Radiazionl	97	í				шO
Effetto vasstazione con il metodo del patrimonio netto	156	9	(12)	[168]		[हड़]
Atività direttamente attribuibili ni	63.051	9.989	11.692	1.171	(420)	85.483
Attività non direttan ente attribuibili						32.890 7.044
Partecipazioni valutato con Il metodo del potrimonio netto	4.972	434 8.314	275 4.319	1.303 4,072	(275)	34,540
Paasività direttamente attributbili ta)	18.110					32,760
Passività non direttamente attribuibili Investimenti in attività materiali e immateriali	7904	215	877	143	(12)	9.119
2017
Ricavi netti della gestione caratteristica 14	19.525	50.623	22.10?	1,462
a deduxe, ricavi infrasettori	(12,394)	(10.777)	(2.336)	[1.291]
Ricavi da terzi	7,131	39.B46	19,771	171		66.919
Risultato operativo	2651	75	981	(668)	(27)	B.012
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri	479	(20)	182	245		886
Ammurtamenti	6.747	345	360 131	60 25	[29]	7483 962
Svalutazioni di attività materiali e immateriali	650 808	56 202	77			1.087
Riprese di valore di attività inateriali e immateriali	260	z				263
Radiazioni ξiferto valutazione con il metodo del patrimonio detto	[99]	(10]	(57)	(101)		{267)
Attività direttemente attribuibili bi	66.661	11.063	11.599	1.108	[610]	89.816
Attīvitā non sirettamenie attribuibili						25.112
Partecipazioni valutate con « metodo del patrimonio netto	1.234	509	321	1.447		3.511
Passività direttamente attribulbili tel	17.273	B.B51	4.005	4.053	(306)	33.876
. Passívità non direttamente attribuibili				$\overline{a}$		32,973 8,691
Investimenti in attività materiali e immateriali	2.739	142	729		(15)
2016	16.089	40.961	18.733	1.343
Ricavi netti della gestiene caratteristica (1) a dedune: ricavi infrascitori	[9.711]	(8398)	(1.605)	[1.150]
Ricavi da terzi	6,378	32.063	17,128	193		55.762
fiisultato operativo	2.562	1391)	723	(明1)	[61]	2.157
Aggantonamenti notti ai fondi per rischi e oneri	123	50	171	438	(277)	50\$
Ammortanenti	6772	354	PSE	22	(28)	7559
Svalutazioni di attività materiati e immateriali	74U	157	120	40		1.057
Riprese di valore di attività moteriali e immateriali	1,440	86	16			1.542
Radiazionl	153	2	195
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	[198]	19	(î)	[144]		1976)
Attività direttamente attribuibili in	75.766	12.D14	10,712	1.146	[520]	99.068
Attività non sirettamente attribuibili						25.477
Partecipazioni valutate con il metodo del potvimonio netto	1.626	592	209	1,533		-4.040 33.931
	17433	8.923	3.96B	3.939	$(332)$ $\overline{\phantom{a}}$
Passività direttamente attribuibili te
Passività non girettamente attribuibili Investimenti in attività materiali e immateriali	B.254	120	664	55	87	37,528 9.180

纂

$83942$ / $720$

INFORMAZIONI PER AREA GEOGRAFICA

Attività direttamente attribuibili e investimenti per area geografica di localizzazione

(Cmilicai)	İ	ğ Resto dell'U 쀪 e B	é dell'En neste Metal	Americhe	Aala			lotale
2018
Attività direttomente attribuibili 13	18.646	2,086	1.031	4.546	16.910	36,455	1.109	85.433
Investimenti in actività materiali e i minateriali 2017	1.424	267	538	534	1.782	4.533	41	9.119
Asiwità direttamente attribuibili (+)	18.449	7,706	6.160	4.406	16.527	35.385	1.1B3	69.816
investimenti in attività materiari e immateriali	1.090	316	382	278	898	5,699	13	B.681
2015
Attività direttamente attribuibili 14	13,769	7.370	6.960	5.397	19.471	39.812	1.289	99.06B
Investimenti in artività materiali e immateriali	1.163	331	460	233	1.978	5.004	11	9.180

[a] Comprendono le artività connesse al risultato operativo.

Ricavi della gestione caratteristica per area geografica di destinazione.

(€ m¥ioni): 21.280 21.925 25.279 Italia 19.791 20.408 Resto dell'Unione Suropea	15,808
4,804 7.052 5.911 Resac dell'Europa
3.212 5.154 5.051 Americhe
5.619 7529 9.58\$ $^{\prime}$ sia
4.865 6.428 8.246 Africa
10? 201 Altre aree	174
55. 62 66.919 75.822 _________ .

36 Rapporti con parti correlate

Le operazioni compiute da Eni con le parti correlate riguardano principalmente:

• (a) lo scambio di beni, la prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le joint venture, con le imprese collegate e aftre società escluse dall'area di consolidamento;
• (b) la scaratio di beni e la prestazione di servizi con altre società controllate dallo Stato italiano;
• [c] lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. La maggior parte di tali operazioni sono esenti dall'applicazione della normativa interna Eni "Operazioni con interossi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si tratta di operazioni ordinaria concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero poiche al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedura stessa. L'unica operazione non esente, esaminata e valutata. positivamente in applicazione della procedura, riguarda il rapporto per servizi di monitoraggio remoto delle autovetture nell'ambito dell'iniziativa "enjoy" [per un importo inferlore a 1 milione di euro] intrattenuto con Vodafone Italia SpA correlata a Eni SpA per il tramite di un componente del Consiglio di Amministrazione;
• [d] i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Enl, che

perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico. In particolare con: [i] Eni Foundation, costituita, su iniziativa di Eni, senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale e umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica; [il] Fondazione Eni Enrico Mattei costituita, su iniziativa di Eni, con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle problematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambiente su scala locale e globale.

Si segnala che alcune esigue transazioni con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione sono state concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero nel rispetto della normativa interna Eni "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob.

futte le operazioni sono state compiute nell'Interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitarlo, culturale e scientifico, fanno parte della ordinaria gestione.

Le joint venture, le imprese collegate e le imprese controllate escluse dall'area di consolidamento sono indicate nell'allegato "Partecipazioni di Eni SpA al 31 dicembre 2018' che si considera parte integrante delle presenti note.

$\sim$

					83942
RAPPORTI COMMERCIALI E DIVERS!
Esercizio 2018
		1911220113				そうしん (後の)	usinis Android Sults
(Emilioni) Denominazione	ďe₩ ASOVANIANA	Haled saani (1941) (liith an 200)			HAIL ARAN	e začeti
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co	1	$\frac{1}{36}$		156
Angola LNG Supply Services LIc			177
Coral FLNG SA	14		1.147		62
Gas Distribution Company of Thessalonixi-Thessaly SA	1	18		51
Gruppo Saipem	75	171	793	420	30
Karachaganak Petroleum Operating BV	27	134		998	$\overline{1}$
Melticah Oil & Gas BV	1	260		502	1
Petrobel Belayim Petroleum Co.	56	2,029		2.282	Ξ
Unión Fenosa Gas SA	đ	7	$\overline{\overline{s}}$		123	37
Vor Ersergi AS	13	100	218
Altre (*)	44	25		104	111	(26)
	236	2.848	2.392	4.513	335	11
Imprese controllate escluse dell'area di consolidamento
Eni BTC Ltd			177
Industria Siciliano Acido Fosforico - ISAF - SpA (in liquidozione)	87	1	5		11
Altre	6	23	14	13	P,
	93	24	196	13	18
	329	2.872	2.588	4.526	353	11
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Encl	134	151		514	118	221
Gruppo Italgas	g.	146		567	23
Gruppo Snam	237	289		1,184	109	(1)
Sruppo Terna	26	47		231	150	$\frac{1}{2}$
GSE - Gestore Servizi Emergetici	67	85		588	555	74
Altre	$\overline{25}$	18		34	45
	494	736		3,218	1,000	308
Altri soggetti correlati	1	z		32	4
Groupernent Sonatrach - Agip o Organe Conjoint des Opérations >	40	140		229	34
Totalo	864	3.750	2,588	8.005	1.391	319
(*) Por rapporti di importo inferiore o ESO milioni.

$\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}})))$

$\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}})$ . The contribution of $\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}})$

83942 706

Esercízio 2017

		31.12.2017			2017
Denominazione	Crediti (€ milioni)	Debiti e altre attività : e altre passività : Garanzie ;		Costl :	Rocavi	Altri proventi $[$ un cri $]$ operativi
Joint venture e imprese collegate
Agiba Petroleum Co		BЗ		142
Dival FLNG 5A	20	4	1.094		28
Gruppo Saipem	63	76	2270	450	44
Karachaganak Petroleum Operating BV	36	121		951
Mellitah DII & Gas 8V	5	220		495	z
Petrobe, Belayim Petroleum Co	86	1.205		3.158	ð
Unión Fenosa Gas SA			57	3	302	28
Alter 147	84	22		140	128
	295	1.731	8.421	5.349	412	28
improse controllate oscluse dail'area di consolidamento
Eni BTC Ltd			189
Industria Siciliana Acido Fosfortco - ISAF - SpA [in liquidazione]	77 ∶.	1			Z
Altre	20	23		14	Z
	97	24	181	14	14
	392	1.755	8.602	5.363	426	2B
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Enet	123	182		622	164	285
Gruppo Italgas	14	180	1	631	10
Gruppo Snam	187	351		1,221	85
Бюрра Тенпа	35	3£		212	154	15
GSE - Gestare Sarvizi Energotici	69	219		506	202	2
Altre la]	. 50	21		ЗB	15
	478	969	1	3.280	1.139	303
Altii seggetti correlati	î	2		25	1
Groupoment Sonatrach - Ag(p << GSA> e Organe Conjoint des Opérations < DC SH/FCP>	39	145		530	42
Totale	918	2.891	8.603	9,198	1,608	331

$\ddot{\phantom{a}}$

$\bar{z}$

$\left\vert \cdot\right\vert$ Per ropport/ di importo intenare a CS3 milion).

233 BILANCIO CONSOLIDATO ZOTE | NOTE AL BILANCIO

J.

					839
Esercizio 2016
		31.12.2016			2016
						Altri proventi :
Denominazione	Creditl	Debitl (£ milioni) : e aftre attività i e altre passività :	Garanzie	Costi .	Ricavi (	[aneri] ! operativi j
Joint venture c imprese collegate
Agiba Petroleum Co		50		156
Gruppo Saipem	64	224	0.094	781
Karachaganak Petroleum Operating 8V	47	187		$\overline{a}$ 91B	$\frac{51}{11}$ 27
Mellitah Oil & Gas BV	7	134		477
Petrobel Belagim Potrcievra Co.	225	532		1,940	z
Unión Fenosa Gas SA			57		94
Altre l+1	114	25		. . 145	143	42
	458	1.152	B.152	4.417	317	47
Imprese controllate escluso dall'arca di consolidamento
Eni BTC Etd			192
Industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF - SpA [in liquidazinoe]	69		э		z
Altra (a)	9	16	51	B	10
	78	17	245	B	12
	536	1.169	8.398	4.425	329	47
Imprese controllate dalla Stato
Gruppo Enel	151	254		808	201	182
Gruppo Italgas	54			Δ
Gruppo Snami	44	541	1	2.032	113
Gruppo Terna	33	46		232	117
GSE - Gestore Servizi Energetici	58	32		243	414	5
Aitrel -1	43	24		37	62
	383	898	1	3.356	913	200
Altri soggetti correlati		$\cdots$ 2		32

$\overline{175}$

$1.095$

ĩ

$\frac{331}{221}$

$2,400$

32

$423$

8,236

$3.399$

$\frac{1}{20}$

$1.312$

$-$ ...

$\overline{247}$

Þ.

3

$\vec{v}$

Altri soggetti correlati

Totala
Totala - - - - - - - - - - - - - - - - - - (*) Per rapporti di importo inferiore a £50 milioni.

-
Groupement Sonatrach - Agip < 55A* a Drgand Conjoint des Opérations < OC SH/FCP>

I rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano:

• la quota di competenza Eni dei costi sostenuti nello sviluppo di giacimenti petroliferi dalla società Agiba Petrolaum Co, Karachaganak Petroleum (Joerating BV, Meilitah Cil & Gas BV, Petrobel Belagim Petroleum Co, Groupement Sonatrach - Agip «GSA», Organe Conjoint des Opérations «OC SH/FCP» e. limitatamente alla Karachaganak Petroleum Operating BV, l'acquisto di greggi da parte di Eni Trading & Shipping SpA; i riaddebiti daile collegate a Eni sono fatturati sulla base dei costi sostenuti;
• la garanzia rilasciata nell'interesse della società Angola LNG Supply Services Llc a copertura degli impegni relativi ai pagamento delle fee di ripassificazione:
• la fornitura di servizi specialistici upstream e la garanzia rilasciata pro-quota nell'interesse della società Coral FUNG SA a beneficio del Consorzio US a fronte degli obblighi contrattuali assunti con l'assegnazione del contratto EPOC per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas e la prestazione di servizi (maggiori informazioni sono riportata alla nota n. 27 - Garanzie, impegni e rischi];
• l'acquisizione di servizi di trasporto, e servizi di distribuzione dalla Gas Distribution Company of Thessaloniki-Thessaly SA;
• la fornitura di servizi di ingegneria, di costruzione e di perforazione da parte del gruppo Saipem prevalentemente al settore Exploration & Production e le garanzie residue rifasciate da parte di Eni SpA principalmente a fonte. di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuoli;
• la garanzia di performance rifasciata nell'interesse della società Unión Ferosa Gas SA a fronte degli impegni contrattuali connessi all'attività di gestione operativa, la vendita di GNI, e il falr value degli strumenti finanziari derivati;

• le garanzie rilasciate per rispetto di accordi contrattuali nell'interesse di Var Energi AS e crediti e debiti di natura commerciale e diversa;

• la garanzia rilasciata a favore della società Eni BIC Ltd a fronte della castruzione di un ofeodotto;

• la prestazione di servizi per risanamonto ambientale alla società industria Siciliana Acido Fosforico - ISAF -SpA (in liquidazione).

I rapporti più significativi con le società controllote dailo Stato riguardano:

• la vendita di carburanti e combustibili, la compravendita di gas, l'acquisizione di servizi di distribuzione di energia elettrico e il fair value degli strumenti finanziari derivati con il gruppo Enel;
• l'acquisizione di servizi di trasporto, steccaggio a servizi di distribuzione dal gruppo Italgas e gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente nonché la compravendito di gas per esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di confispettivi legati all'andamento dei principali procotti energetici;
• l'acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita di energia efettrica per esigenze di bilanciamento del sistema suila base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodetti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il gruppo Terna:
• la compravendita di energia elettrica, gas, titoli ambientali, il fair value degli strumenti finanziari derivati, la vendita di prodotti petroliferi e capacità di stoccaggio a GSE - Gestore Servizi Energetici per la costituzione delle scorte specifiche terwte dall'Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/2012.

Trapporti verso altri soggetti correlati riguardano:

• costi per contributi versati ai fondi pensione per €24 milioni;
• contributi exogati e prestozione di servizi a Eni Foundation e alla Fondazione Eni Enrico Mattei rispottiva nente per €3 milioni e €4 milloni.

otale	964	66 L	1.564	283	115
		72
utre
iruppa Snel
mprose controllate dallo Stato
	49	ZS.
lltre	49	25
mprese controllate escluse dall'erea di consolidamento
		564	1.664	281	115
4tre			22
/àr Energi AS-		494
Société Centrale Electrique du Congo SA	64	3D
Shatskmorneftegaz Sárl				267
Coral South FLNG DMCC			1,397
Coral FLNG SA	108
Cardón IV 5A	705				95
Angola LNG Ltd			245
Joint venture e imprese collegate
enocrinazione	$\epsilon$ miloni)
				BAIL 3 Projekt

RAPPORT/DI NATURA FINANZIARIA

Esercizio 2016

$83942[fP]$

Esercizio 2017

					83942
Esercizio 2017
			31,12,2017		2017
					Onerl	Proventl
Denominazione	(Emilioni)	Crediti	Debitt	Garanzie	finanzian	finanzi ari
Joint veniure e imprese collegate
Angola LNG Ltd				233
Cardon IV SA		955				86
Coral FLNG SA		56				ğ
Doral South FLNG DMCC				1.334
Gruppo Saipem			٦	56		13
Shatskmorneftegaz Särt		101
Société Centrale Electrique du Congo SA		66	43
Altre		48	49			14
		1.225	95	1.625		190
Impreso controllate escluse dall'area di consolidamento
Servizi Fondo Bombole Metano SpA		60
Altre (*)			52
		61	61
Imprese controllate dallo Stato
Altre			я		э
Tatale		1.287	164	1.625		131

[*] Per rapponi di importa inferiore a £50 milioni.

Esercizio 2016

Esercizio 2016
			31.12.2016			2016
Denominazione	(Emillori)	Crealtl i	Debiti !	Garantie j	Onert ; linanzlari :	Provanti il na nxfarl	Strumenti Roanzieri derivati
Joint venture e imprese callegate
Cardón IV SA		1.054				96
Gruppo Saipem				82		43	28.
Marrica SpA		125			93
Shatskmorneftegaz Sårl		69			13	л
Société Centrale Electrique du Congo SA		78			18
Unión Fenosa Gas SA			85
Altre jer		52
		1.378	85	84	141	156	27
Imprasa controllate escluse dall'area di consolidamento
Eni BTC Ltd			54
Attre ry		46	52
		46	106
Imprese controllate dallo Stato
Altre
		1.424	191	84	145	157	27

龖

l'rapporti più significativi con le joint venture, le imprese collegate e le controllate escluse dall'area di consolidamento riguardano;

• le garanzie rilasciate nell'interesse della Angola LNG Ltd per affidamenti bancari;
• il finanziamento concesso alla società Cardón IV SA per le attività di sviluppo del giacimento a gas di Pería in Venezuela;
• il finanziamento concesso alla società Coral FLNG SA per la realizzazione dell'impianto galleggiante di liquefazione del gas nel permesso dell'area 4 in Mozambico (maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 27 – Garanzie, impegni e rischi);
• la goranzia rilasciata nell'interesse della società Corol South FUNG DMCC per affidamenti bancari nell'ambito del project financing del progetto di sviluppo Coral PLNG (magglori informazioni sono riportate alla nota p. 27 - Garanzie, impegni e rischi);

• · la svalutazione di crediti finanziari concessi alla Shatskmomeftegaz Sari;

• il finanziamento concesso alla Société Centrafe Electrique du Congo 5A per la costruzione di una centrale elettrica in Congo e il deposito di disponibilità monetarie presso le società finanziarie di Gruppo;

• il deposito di disponibilità monetarie presso le finanziarie di Gruppo per la Vår Energi AS.
• I rapporci più significativi con le società controllate dallo Stato riguardano: depositi vincolati ricevuti a garanzia di operazioni su contratti derivati per il gruppo Enet.

Incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sui flussi finanziari

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sufle voci dello stato è indicata nella seguente tabella di sintesi:

					31.12.2017
[Cruilloul]				jetal
Ahre artività finanziorie correnti	300		16,33	316	73	23,10
Crediti commerciali e altri crediti	14.102	යෝ	4,49	15.421	834	5,41
Altre attività correnti	2.258		3.14	1.573	30	1,91
Altre attività l'inanziarie non correnti-	1.253	915	73,02	1.675	1.214	72,4B
Aftre attività non correnti.	292	160	20,20	1.323	45	3,40
Passività finanziarie a breve termine	2.182	GE1	30,29	2.242	154	731
Debiti commerciali o altri debiti.	15.747	3.664	21.00	16.748	2.BGB	16,77
Altre passività correnti	3.980	63	1,58	1.515	60	3,96
Altre passività non correnti-	1502 ---------------------------------------	23	1.53	1.479	Zī	1,56

L'incidenza delle operazioni con parti correfate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi;

				2017			2016
			ģ	Emita				Inciden:
75.822	1.383	E.82	65.919	1.567	2,34	55.762	1.238	2,22
1,116		0,72	4.058	41	1,01	931	74	795
[55.622]	(B.009)	14.40	{51.54B}	[9.164]	17,78	[43,27B]	[8.212]	18,97
[415]	26	$\mathbf{u}$	[913]			[645]
(3.093)	(22)	0.71	[2.951]	(34)	1,15	[2,994]	{24}	0,80
129	319		$^{[32]}$	331		16	247
3.967	115	2,90	3.924	191	4.67	5,850	157	2,69
(4.663)	(283)	6.07	[5.886]	[4]	0,07	(6.232)	[145]	2,33
[302]			637			(482)	27

$8394244$ man determined the

I principali flussi finanziari con parti correfate sono indicati nella seguente tabella di sintesi:

[E miliani]		2017	2016
Ricavi e proventi	1.391	1.608	1.312
Costlie oneri	{5.210}	(5.360)	[5.623]
Altri proventi (pnori) operativi	319	331	247
Vanazione crediti e debiti commerciali e diversi	683	391	162
Interessi	110	1B 7	133
Flusso di cassa netto da attività operativa	(2.707)	(2.043)	[3.749]
lavestimenti in attività materrali e immateriali.	(2.768)	(3.030)	(2.613)
Disinvestimenti in partecipazioni			463
Variazione debiti e crediti relativi all'artività di investimento	20	425	252
Variazione crediti ii nanziari	[566]	290	5.650
Flusso di caesa netto da attività di investimento	(3,314)	(3.115)	3.752
Variazione debiti finonziari	16	116]	[192]
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento.	16	[15]	(192)
Forale fluse) finanziari vorso entità corrolate.	(6,005)	15.974)	[1B9]

L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:

					2017			2016
(Emdiani)
Flusso di cassa da attività operatival	13.647	(2.707		10.117	(2.843)		2623	[3.749]
Flusso di cassa da attività di investimento.	(2536)	(3.314)	43.98	(3.760)	(3.115)	B2.67	(4.443)	3.752
Flusso di cassa da attività oi finanziamento.	2.637			(4.595)	16	0,35	(3.651)	192)	5.26

37 Altre informazioni sulle partecipazioni³²

Informazioni sulle società controllate consolidate con significative interessenze di terzi

Nel 2018 e nel 2017 il Gruppo Eni non ha società controllate con significative Interessenze di terzi.

Il patrimonio netto complessivo di pertinenza delle interessenze di terzi al 31 dicembre 2018 è di ESP milioni (E49 milioni al 31 dicembre 2017).

Modifiche dell'interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo

Nel 2018 e 2017 non si segnalano modifiche di interessenza partecipativa senza perdita o acquisizione del controllo.

(32) Beenco delle pariacipazioni in imprese controlare, a controllo congiunto o colegate al 31 dicembre 2018 è indetabo nell'ellegato "Pariacipazioni di Eni Spa el 31 dicembre 2018" cne cosiliuisce parte integrante delle presenti note.

$83942$ (F32

Principali accordi a controllo congiunto e società collegate al 31 dicembre 2018

Denominazione	Sede legale	Sede operativa	Senori di artività	% interessonza partecipativa	X dhitti divoto
Joint Venture
Gas Distribution Company of Thessaketiki-Thessaltı SA	Ampelakipi-Menameni [Grecia]	Grecia	Gas & Power	49.60	49,00
Saipom SpA	San Donato Milanese (MI) Italia]	Itolia	Altre attivita	30,54	30,99
Unión Fonosa Gas SA	Madrid [Spagna]	Spagna	Gas & Power	50,00	50,00
Var Energi AS	Forus [Norvegia]	Norvegia	Explaration & Production	69,00	69,60
Joint operation
GreenStream BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libia	Sas & Power	50.00	50,00
Mozamo que Rovuma Venture SpA	San Donato Mitanese [MI] [Italia]	Mozarnašco	Exploration & Production	35 A	35,71
Raffineria di Milazzo SopA.	Milazzo (ME). (hatla)	Italia	Refining & Marketing	50.00	50,00
Collegate
Angola LNG Ltd	Hamilton (Berrnuda)	Angola	Exploration & Production	13,60	13,60
Coral FLNG SA	Марито [Mozambico].	Motambico	Exploration & Production	25,00	25,00

I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in joint venture significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci IERS delle partecipate, sono di seguito riportati:

÷,

Esercizio 2018

				Gás Dibóibuthin
			Únión	tand munt		667 Scilie		An I
	uka Eriliki I		Selation Christians	Files smakket.	Car Din C		Elistomera (Petra Junio	xii a
(Crpiliani)		÷Т			PG.	فترعن	C.	HIP SÚT
Attività correnti	1.366	6.211	664	32	191	56	368	130 38
- ai cui disponibilità ikipide ed equivalenti	883	1.674	107	13	40	a
Attività non correnti	11,407	5,466	832	302	2.433	502	253	334
Totala attività	12,773	11.577	1.496	334	2.624	558	621	464
Pasaività correnti	608	4.430	260	52	232	111	470	307
-di cui passività finnaziorie correnti		305	22			28		155
Passività non correnti	2139	3.211	581		2,196	297	34	126
di cui possività finanziarie non correnti	355	2.645	510		1.410	289		14
Totale passività	2.747	7.641	841	54	2.428	408	504	433
Not equity	5.026	4.036	655	280	196	150	117	31
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo (X)	69,60	30,09	50.00	49.00	50,00	\$0.00	40,00
Valore di Iscrizione della partecipazione	3,498	1,228	335	137	88	75	42	$^{[2]}$
Ricavi e altri proventi		8.530	1.521	53	610	22	112	731
Casti ccerativi		[7.6B2]	[1.461]	(16)	(372)	158)	11001	[697]
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valore		[611]	170)	(12)	(137)	10E 1	(394)	(62)
Risultato operativo		37	(10)	25	101	(66)	[382]	(28)
Proventi (pneri) ónanzlari,		[165]	(31)		[208]	[12]	31	(s)
Proventi [coeri] su partecipazioni		(86)	9
Risultato ante imposte		(216)	[32]	25	[107]	[76]	(351)	(33)
Imposte sul reddito.		[194]	$\left( 1\right)$	f B I	(35)		[15]	(10)
Risultato netto		(410)	$\begin{bmatrix} 3 & 3 \end{bmatrix}$	17	[142]	(78)	(370)	(43)
Altre companenti dell'utile complessivo		(4E)	15		6		11	$[4] \centering% \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The 3D (black) model for the top of the left and right. The left and right is the same as in Figure~\ref{fig:10}. The right is the same as in Figure~\ref{fig:10}. The right is the same as in Figure~\ref{fig:10}. The right is the same as in Figure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}. The right is the same as inFigure~\ref{fig:10}.$
Totale utile complessive		(456)	(18)	17	136]	(78)	(359)	(47)
Utile (perdita) di competenza del Gruppo		(146)	(23)	В	[71]	[39]	[III]	[21]
								11
Dividendi percepiti dalla joint venture

Esercizio 2017

						83942
Esercizio 2017
				2017
				Gas Distribution i	Lotte
		Unión Fenosa	Petro	Company of Thessaloniki -	Versalis Elastomers		Altre non
[£niikon!]	Saipom SpA	Gos SA	Junin 5A j	Thessaly SA		Colto: Cardon IV SA:	nievanu
Artività comenti	6.743	610	365	86	43	816	275	š
- di cui disponibilità liquide ed equivalenti	1751	32		15	30	42	54
Attività non correnti	5847	BP7	628	2B9	542	2.756	916
Totale attività	12.590	1.487	993	375	590	3.572	1.191
Passività conenti	4,487	234	434	94	70	644	985
- di cui passività finanziorie comenti	189	40			36		540
Passwita non correnti	3,504	580	34	z	292	2,928	124
- di cui possività finanziorie non correnti	2.929	506			288	1.912	79
Totale on sività	7,991	814	460	95	362	3.572	£109
Net equity	4.599	573	525	279	228	0	82
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo [X]	31,00	50,00	40.OO	49,00	50,00	\$9,00
Valore di iscrizione della partecipazione	1.413	350	210	137	114	n	28
Ricavi e altri provanti	9.038	1.340	135	\$4		756	412
Costi operativi	8.172	[1.30B]	(ርፎ)	[M]	(4)	{ស08]	(433)
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di valcre	(740)	(89)	(29)	$^{(15)}$		(352)	(113)
Risultato operativo	125	$[57]$	40 $\cdots$	25	(4)	(209)	(134)
Proventi ( prveri) finanziani	(223)	$\overline{AB}$	47			(155)	[53]
Provenți (operi) su partecipazioni	$[9] % \begin{center} \includegraphics[width=\linewidth]{imagesSupplemental/Imh} \end{center} % \vspace{-1em} \caption{The image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image shows the image$	Э					$[4]$
Risultato ente imposte	(106)	$[92]$	57	25	(4)	(364)	(181)	ž
Imposte sul reddito	(201)	t	[22]	$[?] % \begin{subfigure}[t]{0.45\textwidth} \includegraphics[width=\textwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The 3D (top) and the 4D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom).} \label{fig:expan} \end{subfigure} \vspace{-1.5mm}$		$[4]$	[t1]
Risultato netto	(SOE)	$[41]$	65	18	$\left{ 4\right}$	(368)	[202]
Altre componenti deffutile complessivo	49	(41)	[63]		[6]	$[26]$
Totale utile complessive	[25B]	(132)	$\left( \mathbf{B}\right)$	19	[10]	(394)	[202]
Utile (perdite) di competenza dei Gruppo	(101)	(63)	25	9	(2)	[114]	(56)
Dividendi percepiti dalla joint venture				12			29

$839427789$

I dati economico-finanziari relativi a ciascuna partecipazione in società collegata significativa, riferiti ai valori inclusi nei bilanci IFRS delle partecipate sono di seguito riportati:

$\mathcal{L}_{\mathbf{r}}$

$\ddot{\phantom{a}}$

Esercizio 2018

(Emllioni)
Attività correnti	1.027	109	926
- di cui dispanibilità liquide ed equivalenti	598	109	178
Attività non cometti	9.079	2.434	2.290
Tousle attività	16.106	7.543	3.222
Passwità correnti	472	117	7B5
- di cui passività finanziarie carrenti			134
Passività non corremi	1.500	2.018	1.755
-di cui possivitò finanziarle non comenti	1,328	2.015	1473
Totale passività	1.972	2.135	2,548
Net aguity	0.134	408	682
Interessenza partecipativa detenuta dal Gruppo [%]	13,60	25,00
Valore di (scrizione della partecipazione	1.106	102	241
Ricavi e altri proventi	1.919		1.053
Costi operativi	(872)	$\left( 1\right)$	${987}$
Ammortamenti, svalutazioni e riprese di volore	1.647		(58)
Risultate operativo	2.694	11	108
Proventi (anetř) finanzia/l	(97)	[11]	边.
Proventi (oneri) su partecipazioni			16
Risultato ante Imposte	2,587	l LZ.	123
imposte sul reddito.			(26)
Risultato netto	2,597	(12)	97
Altre componenti dell'utile complessivo	337	16	$\underline{\mathcal{P}}$
Totals utile complessive	2.934		114
Utile (perdita) di competenza del Gruppo	953	ra)	25
Dividendi percepiti dalla collegara			25

齺

§8 | Erogazioni pubbliche - Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge n. 124/2017

Ai sensi dell'ort. 1, commi 125 e 126, della Legge n. 124/2017 e successive modificazioni, di seguito sono indicate le informazioni in merito alle erogazioni ricevute da enti ed entità pubbliche italiane, nonché le erogazioni concesse da Eni SpA e dalle società controllate consolidate integralmente a Imprese, persone ed enti pubblici e privati. L'informativa consolidata tiene conto: [i] delle erogazioni ricevute da soggetti pubblici/entità statali italiani; e [ii] delle erogazioni concesse da parte di Eni SpA e delle controllate del Gruppo33.

In particolare, non sono oggetto di presentazione: [i] le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale di aiuto a tutti gli aventi diritto; [1] i corrispettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni; [iii] i rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di orientamento; {Iv} i contributi ricevuti per la formazione continua

da parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di associazione; [v] i contributi associativi per l'adesione ad associazioni di categoria e territoriali, nonche a favore di fondazioni, o organizzazioni equivalenti, funzionali alle attività connesse con il business aziendale; [vi] i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di investimento operate. Le erogazioni sono individuate secando il criterio di cassa.

L'informativa di seguito presentata inciude le erogazioni di Importo. superiore a €10 mila effettuate da un medesimo soggetto erogante nel corso del 2018, anche tramite una pluralità di atti. Ai sensi delle disposizioni dell'art. 3-quater del DL 135/2018, gor jertitä. con modificazioni dalla Legge 11 febbraio ZDIS, n. 12, per le erggazioni ricevute și rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di cui all'articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234

Second

Ol seguito sono indicate le crogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:

Erogazioni concesse

Soggetto beneficiario	stretista. annorto del Xantaggio. Conditues corrisponts TC
Fondazione Eni Enrico Mattei	4,403,586
Eni Foundation	3389.902
Fondazione Toatro alla Scala	3.052.192
Fondazione Glorgio Cini	1,000,000
WEF - World Economic Forum	260.536
Comitato Sisma Centro Italia - Confindustria, CIGL, CISL e UIL - Fondo di solidarietà per le popolazioni Centro Italia	242.326
Council on Foreign Relations	13.358
Atlantic Council of the United States Inc.	81,307
World Business Council for Sustainable Development.	72.905
Associazione Plonieri e Veterani Enl	57.000
EITI - Extractive Industries Transparency Initiative	51,588
Gruegol	50,000
Parrocchia di S. Barbara a San Donato Milanese	40.000
Aspen Institute hella	315.DDO
Raliadecide	35,000
Fondazione Camera Centro Italiano per la Fotografía	33.DOO
Istituto Giannina Geslini	30,000
Center for Strategic & Intornational Studios.	29.607
Politecnico di Milano - Dipartimento di "Scienze e Tecnologie Energetiche e Nucleari"	26.000
Institute for Human Rights and Business (IHR8).	22.546
Associazione Civita	22.DOO
Foreign Policy Association - USA	21.985
The Metropolitan Museum of Arts	21.760
Associazione Amici della Luissi	20.000
Centro Studi Americani	20,000
Fondazione Human Foundation Giving and Innovating Onlus	20.000
Shoal Reporting Initiative	14.UUD
Lega Italiana Fibrosi Oistica Lazio Onlus	10,000

39 : Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Nel 2018, 2017 e 2016 non si segnalano eventi e/o operazioni significativo non ricorrenti.

40 Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Nel 2018, 2017 e 2016 non si segnalano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

41 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

Non si segnalano fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio.

Push m Lusse

$\frac{3}{5}$ Informazioni supplementari sull'attività Oil & Gas previste dalla SEC (non sottoposte a revisione contabile)

Le seguenti informazioni, efaborate in base agli "International Financial Reporting Standards" (IFRS), sono presentate secondo le disposi-

$83942$
SEC
SEC
$\frac{1}{2}$
SEC
$\frac{1}{2}$
SEC
$\frac{1}{2}$
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC
SEC zioni del FASB Extractive Activities - Oil ano Gas (Topic 932). Gli ammontari relativi ai terzi azionisti non sono rifevanti.

COSTI CAPITALIZZATI

I costi capitalizzati rappresentano i costi complessivi delle attività relative a riserve certe, probabili e possibili, delle attrezzature di supporto e delle altre attività utilizzate nell'esplorazione e produzione,

con indicazione del fondo ammortamento e svalutazione, i costi capitalizzati si analizzano per area geografica come segue:

$\Delta I$

			وستقط				kin kan		SAULTER
(Emilioni)	-411	d Euliopa.			LOUISON PROTECTION	Wazamicrae 32 Helfwalan vsamenca 3
2018
Società consolidate
Attività relative a riservo certe	16.559	6.236	14.140	17.474	40.607	11,240	12.711	15.347	1,967	136.291
Attività relativo a riscrve					2.311	Ę	1,530	861	193	5,260
probabili e possibili Attrezzature di supporto e afire	18	332	455	56
Immobilizzazioni	309	21	1.516	208	1.281	108	38	52	12	3.505
immobilizzazioni in corso	653	103	1.554	1.504	2.307	1.3B2	562	595	127	8.787
Costl capitalizzati lordi	17.600	6.692	17.666	19.242	46.506	12,733	14.841	16.855	2.299	154.443
Fondi ammortamento
e svalutatione	[13, 717]	(5,355)	[11.741]	(11.722)	(29.727)	[2.175]	${10.460}$	[11443]	(1.265)	(99.605)
Costi capitalizzati netti										54.836
società consolidate "i	3.892	1.337	5.925	7.520	16.779	10.558	4.381	3.412	1.034
Società in Joint Venture a collegate
Attività relative a risorve corto		9.102	56		1.481		z	1.912		12.555
Attività relative a riserve
probobili e possibili		1.045					11			1,056
Attrezzature di supporto
e altre immobilizzazioni		25	6					7		35
im/nobbizzazioni in corso		364	ΊŪ		10		$^{19}$	224		627
Costi copitalizzati lordi		10.536	74		1,491		ЗŻ	2.143		14.276
Fondi ammortamento					(266)		_ [19]	(1.052)		(5,934)
e svalutazione Coati capitalizzed natti società		(4.543)	(54)
In foint venture a collegate (ID)		5.993	20		1.225		13	1,091		8.342
2017
Sociată consulidate
Attivicà relative a riserve corte	16.277	17.600	12.514	15.211	36.976	10.542	12.493	14.640	1,950	138.409
Attività relative a riservo
probablii e possibili	18	356	471	32	2.157	3	1.023	785	1B5	\$,030
Attrezzature di supporto e altre
ក្រុញចង្កាំអ្វីរូបូងខ្លួនការ	359	39	1.436	191	1.212	101	34	46	$_{14}$	3.432
Immobilizzazioni in corso	6B1	545	2.050	1.292	2.679	1.417	421	280	124	9.294
Costi capitalizzati lordi	17.335	18.340	16,471	16,731	43.024	12,069	13.971	15.851	2.273	156,164
Fondi ammortamento			(10.640)	[10.413]	(25,920)	(1.690)	{10.386	[12,534]	(1.188)	98.289)
e svalutazione. Costi capitalizzati netti	[13.504]	[12, 014]
società consolidate ra	3.831	6.326	5.B31	6.318	17.104	10.378	3.585	3,417	1.085	57.875
Società in joint venture
e collegare
Attività relative a riserve certe			57		1.419		581	1.833		.9dú
Artività relative a ciserve										89.
probabili e possibili.							Ŗ\$
Attrezzature di supporto e altre immobilizzazioni			7					5		13
Immobilizzazioni in corso			Б				93	225		939
Costi capitalizzati lordi			BG		1.423		759	2,064		4.331
Fondi ammortamento
e svalutazione			(61)		(475)		[611]	(785)		[1.932]
Costi capitelizzati netti sociotà
in Joint venture e collegate ini		ŝ	f9		948		148	1.279		2.399

(a) Sli importi comprendono unurl imanziuri capitalizzati netti per E831 milioni nel 2019 o E969 milioni nel 2017 per le società omsocidate e per E100 ma ioni nel 2018 e 628 milioni nel 2017 per le societain joint venture e collegate.
(b) include l'atiocazione da i fair value de pil aspet de lla sociota Var Energi AS.

$83942$ (438

COSTI SOSTENUTI

$\overline{a}$

y.

l costi sostenuti rappresentano gli imporri capitalizzati o imputati a li costi sostenuti si analizzano per area geografica come segue: conto economico relativi alle attività di esplorazione e produzione.

to complete the second complete and of the seconds

	74 X		JAKE ALL AND T			ALAN AN AN AN AN AN AN			Amathu s (1989)
(£ miliani)			一个地区 易免免的人 医肠血管病原子	Egitto,	Spesibildan Krashqran		delt Kity		s heidh	والثواب
201B Società consolidate
Acquisizioni di riserve certe							382			382
Acquisizioni di riserve probabili o possibili							487			487
Costi di ricerca	26	106	43	107	66	э	182.	215	7	2SO
Costi di sviluppolal	382	557	445	2.216	1.379	鳇	589	340	36	G.O35
Totalo coatí aostanutí società consolidata	408	663	488	2,318	1.445	95	1.640	555	43	2.655
Società la joint vantura acollegate Acquisizioni di riserve cente
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca			z				103			105
Ecsti di aviluppo ng			휜					[16]		$\boxed{13}$
Totals costi sostenuti società In joint venture a collegate			5				103	$[15]$		92
2017
Società consolidate AcquisitInni di riserve cente					5					á
Acquisizioni di riserve prebabili e possibli.
Costi di ricerca	31	242	77	110	65	3	76	105	S	715
Eosti di sviluppo lal	351	$\mathbf{J}_0$ .	785	3.041	1.939	245	714	292	14	7.545
Totale costi sustanuti								398	19	8.366
società consolidato	282	606	862	3.151	2.009	249	790
Società in Joint venture e collegate. Acquisizioni di ziserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricorca		1					90			91
Costi di sviluapo 10			5		9		4	40.		63
Tatala costi sostenuti società In joint venture a collegate		1	z		9		94	48		154
2016
Società consolidate Acquisizioni di riserve certe
Acquielzioni di riserve probabili e possibili				2						z
Casti di ricerca	27	51	58	306	20		BQ	26	3	62%
Casti di sviluppo ni	382	437	694	1,752	2.019	651	1,232	[5]	1	7,16B
Totole cost[sostenut] società consolidato	414	488	752	5.060	2.089	651	1,312	21	4	7.791
Sacietà in joint ventura collegate Acquisizioni di riserve certe
Acquisizioni di riserve probabili e possibili
Costi di ricerca		1					13			14
Casti di sviluppo ni					ZВ		12	95		136
Totale costi sostanuti società in joint venture e collegate			1		28		25	95		150

......................................

RISULTATI DELLE ATTIVITÀ DI ESPLORAZIONE E PRODUZIONE DI IDROCARBURI

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

245

cer Fischer Familie American Schools 2002

$83942|739$

analizzano per area geografica como segue:

$(\mathfrak{C}$ inflatinal		A Elfoni	SHE. COMMANDATE:		男医学 对单独美的过去式和过去分词的变形		WB 6	ANNO, MACHIE Y BING	Australia
2018
Società consolidate Ricavi:
-vendite a imprese consolidate	2.120	2.740	1,277		4.791	1.140	1.902	934		14.818
-vendite a terzi		494	3.741	3.202	830	269	493	50	190	9,774
Totale ricavi	2.120	3.234	5,018	3.207	5,531	1.909	2,395	994	194	24.592
Costi operativi	[410]	[630]	(413)	[354]	(1.016)	[405]	[227]	[250]	(48)	[1.753]
- di cui costi di produzione	[492]	[488]	(363)	(343)	(974)	(269)	(220)	(234)	(48)	(1.341)
-di cal costi di trasporto -	[8]	[142]	(50)	(II)	(42)	(136)	!!	$[16] \centering% \includegraphics[width=1.0\textwidth]{Figures/PQ11.png} \caption{The 3D (black) model for the top of the left and right. The left is the same time, the right is the same time.} \label{fig7}$		(412)
Imposte sulla produzione	[171]		(243)		(435)		[191]		(6)	(1.046)
Costi di ricerca	[ZS]	(85)	(4B)	[22]	[44]	(3)	[79]	[69]	$[5] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_1a} \caption{A graph $\alpha$ (top) and the corresponding parameters $a$ (bottom) and $b$ (bottom) and $c$ (bottom) and $d$ (bottom).} \label{fig:1} %$	[380]
Ammartamenti e svalutazioni ta)	(281)	$[664]$	[582]	(795)	[2.490]	[387]	(941)	[594]	(67)	[6.801]
Akri (oneri) praventi	[442]	(193)	[101]	[239]	(1.126)	[67]	(135)	$[54]$		[2.357]
Totale deutlato ente imposte azüvità di aspiorazione e produzione di idrocarburi	791	1662	3.531	1.797	420	1.047	822	17	68	10.255
Imposte sul risultato	[170]	(1,070)	(2.494)	(542)	$[264]$	(90B)	[678]	7	[26]	[5.545]
Totale deultato delle attività di esplorazione e produzione di Idrocarburi società consolidate	521	592	1.137	1.255	156	739	144	24	42	4.710
Società in joint venture o collega te Ricavi: -vandite a imprese consolidate
- vondite a terzi			15		257		6	420		690
Totala ricavi			15		257		Ë,	420		698
Costi oporativi			(8)		$[62]$		$\left[\begin{smallmatrix} 2 \end{smallmatrix}\right]$	(3B)		[110]
- di cui casti di produzione			14		(34)		似	(36)		内
-di cui casti di trasporto			$\boxed{1}$		$[26]$			$[2]$		[31]
Imposte sulla produzione			$\begin{bmatrix} 3 \end{bmatrix}$		[25]			(114)		[143]
Costi di ricerca		[6]					${235}$			[241]
Ammortamenti e svolutazioni			(1)		224		鸻	[222]		[2]
Altri (oneri) proventi		[1]	z		[27]		$[25] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_1a} \caption{Schematic diagram of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of the top of$	[1,22]		(173)
Totale staultato anto imposto attività di esplorazione e					366		[259]	(76)		.29
breduzione di Idrocarburi		$[2]$	\$							$-1401$
imposte sui risultato			$\left(3\right)$				$\left[\begin{smallmatrix} 2 \ 1 \end{smallmatrix}\right]$	$\begin{bmatrix} 35 \end{bmatrix}$
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società in joint venture e collegate		$[7] \centering% \includegraphics[width=1\textwidth]{images/TransY.pdf} \caption{The first two different values of $y$ and $y$ and $z$ are the same as in Figure~\ref{fig:max}.} \label{fig:max}$	2		366		[251]	(111)
aj include svalutazion: neme por £726 miljoni.

櫽

246 BILANCIO CONSOLIDATO ZOIB | INFORMAZIONI SUPPLÉMÉNTARI SULL'ATTIVITÀ DIL B GAS PREVISTE DALEA SEC $83942$ $F40$

$\overline{\phantom{a}}$

(€ milioni)			We Radio of Second Pre- Hijle albrook stundatie zwerke sies in die be			KURWARTO	知り込み		harmilli (s. 1989) Andrika (podatak)	, 刻積的.
2012
Società consolidato Ricavi:
-vendite a imprese consolidate	1,619	1.697	1.056		3,880	681	911	932	3	16.987
- vezdite a terzi		481	3.184	2.128	542	713	291	96	168	2.608
Totalo ricevi	1.619	2.378	4.240	2,128	4.435	1.394	1.202	1.028	171	18.595
Costi operativi	[337]	(687)	[504]	(314)	(986)	[396]	[206]	[312]	(4B)	[3.790]
di cul costi di produzione -	(332)	1523)	(455)	(303)	(952)	${222}$	(202)	(258)	[4R]	[3.344]
di cui costi di trosparto	[S]	(164)	[49]	(11)	(34)	[125]	[4]	1541		(446)
Imposte sulla produzione	(130)		20D)		(331)		(11]		(5)	[677]
Costi di nicercal	[75]	[122]	22	(191)	1601		(61)	[39]	$[4] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_4} \caption{A graph shows a function of the number of times. The number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the$	[525]
Ammortamenti e svalutazioni tat	(465)	(838)	(679)	(767)	(2.063)	(289)	(765)	[577]	(59)	(6.502)
Altri [onori] praventi	1.563	[141]	[162]	690	(716)	(221)	[84]	(342)	Z	589
Totale risultato ante imposto attività di asgiorazione e produzione di idrocarburi	2,724	590	2.673	1.546	275	486	75	[242]	57	7.690
Imposte sul risaltato	[299]	(216)	[1.978]	[214]	138)	(223)	[67]	[38]	(23)	[3.096]
Totalo sisuitato delle attività di esplarazione e produzione. di idrocarburi società consolidate	1.925	374	695	1.332	241	265	Ĥ	(200)	34	4.594
Saciatà in joint venture e collegate Ricavi:
-vendite a imprese consolidate
- vendite a terzi			14		129		22	517		682
Totale Neavil			14		129		22	517		682
Costi aperativi			[6]		(37)		$\overline{\mathbf{S}}$	[40]		[94]
di cui casti di produzione			荷		[19]		倒	(39)		(23)
- di cul custi di trasporta			[z)		[18]			$\left\vert \tilde{\mu}\right\rangle$		(21)
Imposte sulla produzione			(2)		$^{[8]}$			[146]		[156]
Costi di ricerca		í1					[13]			[14]
Ammortament) e svalutazioni.			$[1] % \centering \includegraphics[width=0.9\textwidth]{images/TrDiM-Architecture.png} % \caption{The first two different values of $M$ in the left (upper) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right (lower) and the right$		[54]		(13)	[271]		(339)
Altri (oneri) proventr		lż)	$[2]$		26		Е	(199]		[174]
Totale risultato ante imposte attività di esplorazione e produzione di idrocarbuti.		$\left[ \begin{smallmatrix} 1\ 0 \end{smallmatrix} \right]$	1		56		[10]	(139)		(95)
Imposte sui rispitato			(1)				$[4]$	(26)		(25)
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione. di idrocarburi società in foint venture e collegate		(3)			56		[14]	(159)		$[170]$

[s] Include ripreso di valore notro por @158 milioni,

$\mathcal{A}_i$

闥

									8394
(€ milloni)		ALC: A SECOND REPORT	* 39500000 SHIP Rights Summer		A ARTISHING A SHERING EURO SUS SIMBUM)	化乙酸酸酯 海绵鱼属	Britis	法交流 机动机 河南省南省 经电传通货
2016
Saciatà consolidate Ricavi:
- vendite a imprese. conspildate	1.217	1.673	932	9	3.178	252	1.027	833	4	9.125
- vendite a terzi		432	2.841	1.471	405	605	114	102	165	6.216
Totala ricavi	1,217	2.105	3.773	1.480	8.603	B56	1.141	935	169	15.341
Costi operativi	[511]	15951	(451)	(356)	(968)	(269)	[215]	(325)	[49]	[3, 543]	Sout
- di cui costi di produzione	/307)	(436)	I404)	(343)	(929)	(177)	(212)	(262)	(وه)	(3.119)
- di cui casti di trosparto i	[4]	(163)	[47]	(13)	(39)	(52)	(3)	[63]		(424)
Imposte sulla produzione	$[96]$		(176)		[282]		$[12]$		(Sj	[S76]
Costi di ricerca	[35]	[40]	(45)	[42]	(142)		[39,	{28)	团	(374)
Anabortamenti e svalutazioni¤i	(923)	1943)	[625]	[691]	[1.093]	(129)	(952)	[480]	(67)	(5.953)
Altri (oneri) praventi	{342)	[232]	1501	[265]	(917)	(57)	[130]	(120)	(8)	(2.423)
Totale risultato ante imposte actività di esplorazione
e produzione di idrocerburi	[490]	291	2.225	126	261	403	[212]	[10]	37	2.623
Intposte sul risultato	159	$[1] % \centering \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The average number of times on the left and right. The average number of times on the right. The average number of times on the right.} \label{fig:fig:time}$	(1, 518)	1e B'J	97	1139	32	$(\overline{\mathbf{z}})$	(9)	[1.577]
Totale risultato delle attività di esplorazione e produzione di idrocarburi società consolidate	(331)	290	607	37	350	264	[180]	(27)	28	1.046
Società in joint venture e collegate Ricavi:
-vendite a imprese. consolidate
- vendite a terzi			15				36	493		544
Totale ricavi			15				36	493		544
Costi operativi			$[9] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The figure shows the number of times of the number of times. The number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of times in the right, the number of$				(10)	[54]		{73}
- di cui costi di produzione			(7)				(10)	[51]		(68)
di cui costi di trasporta			ह्य					$\overline{S}$		{5}
An poste sulla produzione.			(3)					[121]		[174]
Costidizioerca							$[13]$			(13)
Ammortamenti e svelutazioni			$\left(1\right)$		$[26]$		[32]	(240		[299]
Altri (oneri) arovanti		$[3]$	$[1]$		{26]		$[16]$	[25]		(71)
Totale risultato ante imposte
attività di esplorazione e produzione di idrocarburi		(3)	1		[52]		(35)	53		[36]
Imposte sul risultate.			(Z)				${6}$	[162]		[170]
Totale risultoto delle attività di esplarazione e produzione di térocarburi società
in joint venture e collegate		[3]	$\begin{array}{c} \begin{array}{c} \text{(1)} \end{array} \end{array}$		(52)		[41]	(109)		(206)

(a) Incaude riprese di valore nette per €700 milloni.

Ä

鐆

RISERVE DI PETROLIO E GAS NATURALE

Le definizioni utilizzate da Eni per la valutazione e classificazione delle riserve certe di petrolio e gas sono in accordo con la Regulation 5-X 4-10. della US Securities and Exchange Commission.

Le riserve certe sono rappresentate secondo le disposizioni del FASB Extractive Activities - Billand Gas (Topic 932).

Le riserve certe sono le quantità di idrocarburi che, attraverso l'analisi di dati geologici e di ingegneria, possono essere stimate economicamenta producibili con ragionevole certezza in giacimenti noti, a partire da una certa data, secondo le condizioni economiche, i metodi operativi e le norme governative esistenti, antecedenti le scadenze contrattuali, a meno che il rinnovo sia ragionevolmente certo, senza distinzione tra l'uso di metodi probabilistici o deterministici usati per la stima. Il progetto di svaluppo deve essere iniziato oppure l'operatore deve avere la ragionevole certezza che inizierà entro un tempo ragionevole.

Le condizioni economiche esistenti includano prezzi e costi usati per la determinazione della producibilità economica del giacimento. I prezzisono determinari come media aritmetica semolice dei prezzi di chiusura. rifevati il primo giorno di ciascuno dei 12 mesi dell'esercizio, salvo i casi incul il loro catcolo derivi dall'applicazione di formule contrattuali in essere. Nel 2018 il prezzo del marker Brent di riferimento è stato di 71 \$/banile.

Le riserve certe non comprendono le quote di riserve e le royalty di spettanzo di terzi.

Le rischve cette di petrolio e gas sono classificate come sviluppate e non-sviluppate.

Le riserve certe svilupoate sono le riserve recuperabili attraverso pozzi esistenti, con impianti e metodi operativi esistenti, oppuce possono riguardare quei casi în cui i costi degli interventi da sostenere sui pozzi esistenti sono relativamente inferiori rispetto al costo di un nuovo pozzo. Le riserve certe non aviluppate sono le riserve recuperabili attraverso nuovi pozzi in aree non perforate, oppure da pozzi esistenti che richiedono costi consistenti per la loro messa in produzione.

Eni attribuisce a società di ingegneri petroliferi indipendenti, tra i più qualificati sul mercato, il compito di effettuare una valutazione^ss 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 sucletà indipendenti^as, 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 e 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 yjacimento, 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 idrocarouri, le eventuali variazioni contrattuali future e ogni altra informazione necessaria alla valutazione. Le risultanze della valutazione indipendente condotta nel 2018 da Ryder Scott Company, De-Golger and MacNaughton e Societé Generale de Surveillance (SGS)³⁶ hanno confermato, come in passato, la ragionevolezza delle valutazioni interne.

In particolare nel 2018 sono state oggetto di valutazioni indipendenti riserve certe per circa il 26% delle riserve Eni al 31 dicembre 2018³⁶.

Nel triennio 2016-2018 le valutazioni indipendenti hanno riguardato il 95% dei totale delle riserve certe. Al 31 dicembre 2018 il principale giacimento non sottoposto a valutazione indipendente nell'ultimo triennic è M'Boundi (Congo).

Eni opera tramite Production Sharing Agreement (PSA) in diversi Paesi esteri dove svolge attività di esplorazione e produzione di petrolio e gas. Le riserve certe relative al PSA sono stimate in funzione dei costi da recuperare (Cost oil) e del Protit oil di spettanza Eni e includono le quote di idrocarbori equivalenti agli obblighi di imposte a carico di Eni assolte in suo nome e per suo conto dalle società petrolifere di Stato che partecipano alle attività di estrazione e produzione. Le riserve certe relative ai PSA rappresentano il 61%, il 60% e il 59% del totalo delle riserve certe in barili di petrolio eguivalenti rispettivamente per gli anni 2018, 2017 e 2016. Effetti analoghi a quelli dei PSA și producono nei contratti di servizio; le riserve certe relative a tali contracti rappresentano il 3%, il 4% e il 5% del totole delle riserve certe in barili di petrolio equivalenti rispettivamente per gli anni 2018, 2017 e 2016.

Sono inclusi nelle riserve: [i] i volumi di idrocarburi in eccesso rispetto ai costi da recuperare (Excess Cost Oil) che l'impresa ha l'obbligo di ritirare a títolo cneroso in base agli accordi con la società petrolifera di Stato in alcune fattispecie di PSA. Le riserve iscritte in base a tale obbligo rappresentano il 4%, l'1,6% e l'1,8% del totale delle riserve certo in barili di olio equivalenti rispettivamente per gli anni 2018, 2017 e 2016; (il) le quantità di gas naturale destinate all'autoconsumo; [iii] le quantità di idrocarburi afferenti all'impianto di liquefazione di Angola LNG.

I metodi di valutazione delle riserve certe, l'andamento delle produzioni future e degli investimenti per lo sviluppo hanno un margine di incertezza. L'accuratezza delle stime è in funzione della qualità delle informazioni disponibili e delle va'utazioni di tipo ingegneristico e geologico. I successivi risultati dei pozzi, delle verifiche e della produzione possono comportare delle revisioni, in aumento o in diminuzione, delle valutazioni iniziati. Anche le variazioni dei prezzi del petrofio e del gas naturale hanno un effetto sui volumi delle riserve certe perché le valutazioni delle riserve si basano sui prezzi e sui costi alla data in cui sono effettuate. Le valutazioni delle riservo potrebbero conseguentemente divergere anche in misura significativa dai volumi di petrolio e di gas naturale che saranno effettivamente prodotti.

Le tabelle che seguono indicano le variazioni annuali delle valutazioni delle riserve certe, sviluppate e non sviluppate, di petrollo (compresi condensati e liquidi di gas naturale) e di gas naturale di Eni per gli anni 2018, 2017 e 2016.

[36] Innluse reinierve delle società in joint versure e collegate.

^[34] Dai 1991 al 2002 la società DeSolyer and MacNaughton, a cui è stata altitonata, a panire dal 2003, la società Ryder Soon. Nal 2018 ha fornito una certificazione indipendente anche la Società Generate de Surveillance.

^[35] Freport degfilngegnen indigendenti sonu disponiul# sul site Enl all indebrag ont com nella sezione "Documents doverRelezione linanziaria annuale 2018".

PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)

									839421
PETROLIO (COMPRESI CONDENSATI E LIQUIDI DI GAS NATURALE)
					anice			大地的 医无线性 医心脏病
Imilioni di barili l			Credit attorned settentianity		LITTE TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE TE
2019 Società consolidate
Riserve at 31 dicembre 2017	315.	360	476	280	764	766	232	162	7	3,262
di cui: sviluppote	169	219	305	203	546	547	81	144	5	2.220
non sviluppate.	46	141	170	77	218	219	151	18	ż	1.042
Acquisizioni							319			319
Revisioni di precedenti stimo	15	G	73	21	90	[27]	[54]	23	$\left[ 1\right]$	86
Miglioramenti
di rocupero assistito				Z			Б	86		.3ج 100
Éstensioni e nuove scoperte					13		1 (20)	[19]	$\left[ 1 \right]$	[313]
Produzione	(22)	(40)	$[{\bf 56}]$	[20]	(89)	(35)
Cessioni		(278)		$[1]$ 279		204	475	252	5	(279) 3.183
Riserve at 31 dicembre 2018 Società in Joint venture	208	48	493		718
e collagate.
Riserve al 31 dicembre 2017			12		12			136		160
di cui: sviluppata			12					25		$^{43}$
non sviluppote								$\mathbf{H}$		117
Acquisizioni		297								297
Ravisiani di precedenti stime								$\left[ \begin{smallmatrix} 0 & 0 \ 0 & 0 \end{smallmatrix} \right]$		[95]
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			11		[1]			[3]		(5)
Cessioni
Riserva al 31 dicembre 2018		297	11		12			37		957
Riserve al 31 dicembre 2018	208	345	504	279	730	704	476	289	5	3.540
Sviluppate	156	198	328	153	559	587	252	175	2	2.413
consolidate	156	44	317	153	551	587	252	143	s	2.200
joint venture e collegate		154	1f		Đ			32		205
Non sviluppate	52	147	176	126	171	117	224	114		1.127
consolidate	52	4	176	126	167	117	224	109		975
joint venture e collegate		143			4			5		152

(milioni di barilj)			A BERTHAM AND A BUT AN BALLARY		ZAGIN ON EUropa "Sattemborne" ( ) "Teleda sikly ana dhij" "Karakhido" Odalilaju "/"Angeliji" ( ) Deli (19)			大麻黄素 医内分裂 医心腹管静脉炎		8888 ் தனிப்பட்
2012
Sacietà consolidata Riserve at 31 dicembre 2016	176	254	454	28I	的	262	307	163	g	3,230
di cui: sviluppote	132	220	287	205	507	556	124	143	θ	2.190
nan syllappute.	44	36	157	2ô.	302	211	183	20	1	1.040
Acquisizioni					z					,
Revisioni di precedenti stime	59	29	73	21	31	29	(69)	19	$\begin{bmatrix} 1 \end{bmatrix}$	191
Migliorementi di recupero assistito			6	7			9			23
Estensioni e nuove scoperte		103			18			э		129
Produzione	[20]	(37)	[58]	(26)	(90)	(30)	[19]	[23]	$[t] % \centering \includegraphics[width=0.9\textwidth]{images/TrDiM-Architecture.png} % \caption{The first two different values of $d$-error of the estimators in the image. The first two different values of $d$-error of the input and the right-hand side (in the right) and the right side (in the right) of the input.} \label{TrDiS} %$	(304)
Cessioni				[3]	[6]					(9)
Risorve el 31 dicembre 2017	215	360	476	280	764	766	232	152	7	3.262
Società in Joint ventura e collogate Riserve al 31 dicembre 2016			13		15			140		168
di cui: sviluppare			13		8			22		43
nan sviluppote					z.			116		125
Adoulsi2joni
Revisioni di precedenti stime					(Z)			1		阒
Miglioramenti di recupera assistito
Estensioni e nuove scoperte
Produzione			$\left( 1\right)$		$\boxed{1}$			(5)		Ø.
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2017			12		12			136		150
Riserve al 31 dicembre 2017	215	360	488	280	226	766	232	299	7	3.422
Sviluppate	169	219	318	203	552	547	81	169	5	2.263
consolidate	169	219	305	209	546	542	81	144	5	2,220
Joint venture e collegate			12		Б			żŝ		43
Non sviluppate	46	141	170	77	224	219	151	129	2	1.159
consolidate	46	141	120	22	218	219	151	18	2	1.042
cint ventore e collegate					6			111		117

$\ddot{\phantom{a}}$

$\sim 10^{-11}$

$\Delta \sim 10^{-11}$

VILANCIO CONSOLIDATO 2018 INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ DIL & GAS PREVISTE DALLA SEC	-251

								839
finilian di barili] 2015		diaban di tarong , Setulo bionale			தில் உண்டு தேர்த்துள்ளது. இதை இருந்து பிரத்திரை முத்த ஆர். இந்த ஆர் திரத்திருந்து இருந்து இருந்து இருந்து இருந அதில் திரத்திருந்த திரத்திருந்தது அதிரத்திருந்து இருந்து இருந்து முறையில் இருந்து இருந்திருந்து இருந்த அதித்தி SHAT ALSAHAN KA			MAX ANIMAL ABAHA ADALAH		mine.
Società consolidate Riserve at 31 dicembre 2015	228	305	494	327	287	771	262	189	g	3,372
di cui: sviluppate	171	232	312	230	511	355	126	149	£	2.100
non sviluppate	57	58	162	92	276	415	136	40		1.272
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stimo	$^{[35]}$	$\overline{[4]}$	19	(26	113	20	73	$[1]$	1	100
Miglioramenti di recupeso assistifo		1	1
Estensioni e nuove scoperte		z	1	8						11
Produziona	[17]	[40]	$\overline{[61]}$	[28]	(91)	(24)	(20)	[25]	$\overline{1}$	(315)
Cessioni
Filserve al 31 dicembre 2016.	176	264	454	281	809	767	307	163	9	3.230
Società in joint vanture
e collagare Riserve al 31 dicembre 2015			13		16			158		187
di cui: sviluppote			13		S			29		48
nan sviluppate					10			129		139
Acquisizioni
Revisiont di precedenti stime			T,		$\overline{(\mathfrak{t})}$			[13]		[1]
Miglioramenti di zecupero assistito
Esterisioni e nuave scoperte
Produzione			$[1] % \centering \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The figure shows the number of times, and the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times,$					[ 5 ]		$\overline{E}$
Cassioni
Riserve at 31 dicembre 2015			13		15			140		168
Riserve al 31 dicembre 2016	176	264	467	281	824	767	307	303	g	3.398
Sviloppate	132	228	300	205	515	556	124	165	B	2.233
consolidate	132	228	282	205	507	556	124	143	8	2.190
joint venture e collegate			13		8			22		43
Non sviluppate	44	36	167	76	309	211	183	138	1	1.155
consolidate	44	36	162	76	302	211	183	20	1	1.040
joint vanture c collagato					Z			118		125

$\mathcal{Q}$ 鸞

252 BILANCIO CONSOLIDATO 2018 | INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ OIL & GAS PREVISTE DALLA SEC

$83942/746$

GAS NATURALE

鑿

			ART SAN STRING AND AN ANGELING ANG		v Rifil		XAXXXXXXXXXX		Australia
(eellioni dl metrl cubi)			S Halli Regional Antennopille	∷≹gite s	8. Sahamna - 190				DHETE: YRLYN Y WOOL ALGEMIL Y YAN
2018
Società consolidate Riscrye al 31 dicembre 2017	32.003	25.390	89.071	123,210	103,629	59.692	30,133	6,370	20.054	489.557
di con sviluppote	27.962	21,829	34.913	40.228	47.949	53.179	24.376	4.842	14, 09	269.967
nen syllappate	4.041	3.561	54.158	82.982	55.680	6,519	5.257	1.528	5.345	219.570
Acquisizioni							1.966			1.966
Revisioni di precedenti stime	3.914	1.402	6.217	63.365	647	(632)	2.293	1.266	[441]	78.031
Miglioramenti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperte	2,446				188		5, 292	2.165		10.596
Produzione	[4.405]	[4.599]	(13,426)	[12.594]	[5.224]	[2.741]	[5.693]	[1.231]	(1,181]	[51.094]
Cessioni		[13.140]		[24.615]			[50]	[731]		[38.536]
Riserve al 31 dicembre 2018	33.958	9.055	81.062	149,366	98.240	56.324	34.446	7.839	18.432	490.522
Società in joint venture
e collegato Riserve al 31 dicembre 2017			37 L		9.879		41	\$1,505		61.796
di cui: sviluppeta			371		2.348		41	51.505		54.285
non sviluppate.					2.531					2.531
Acquisizioni		10.207								10.202
Revisioni di precedenti stime			57		[153]			[601]		[713]
Miglioramenti di recupera assistito
Estensimile nuove scoperte
Produzione			[46]		(922)		(22)	[2, 291]		[3.281]
Cessioni							(19)			$[19] \centering% \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4a} \caption{The 3D (top) and the 4D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom) of the 3D (bottom).} \label{fig:3}$
Riserve at 31 dicembre 2016		10.202	382		8.768			48,513		67.995
Riserve al 31 dicembre 2018	33,958	19.257	82.244	149,366	108.028	56.324	34.446	56.452	18.432	558.507
Sviluppate	27.744	16.319	41.949	94,332	54,606	52.263	23.271	52.964	12.796	375.643
consolidate	27.744	8.502	40.962	94.332	52.973	52.263	23,271	4.351	12.796	317.199
jolist venture e collegate		7.816	382		1.633			48.613		58.444
Non sviluppato	6,214	2.939	40.895	55.034	53.422	4.061	11.175	3.488	5.536	182.864
consolidate	6.214	553	40.895	55.034	46.267	4.061	11.175	3.480	5,636	173.323
joint venture e collegate		2,386			7.155					9.541

					. BILANCIO CONSOLIDATO 2018 INFORMAZIONI SUPPLEMENTARI SULL'ATTIVITÀ DIL & GAS PREVISTE DALLA SEC						253
									83942
(miliani di metri cubl)			第通的 化规定和设计 Ship Abidir Shualibad.		ិទិស្សីនិងអង្គោ 在政府公司的名词复数形式	Ka matang Kabupat (Kabupatèn Kabupatèn	(kasto		滿道通	Tualis
2017
Società consolidate Riserve al 31 dicombre 2016	27.648	24.089	105,872	156.316	70.369	70.349	28.395	9,993	29.964	522.796
di cui: svilappate	23.925	22.674	49.054	22.630	46.759	63.331	2911	9.580	15.822	261.758	is Bib
non sviluppote	3.723	2.215	55.818	133,886	31.600	6.958	20,484	413	5.142	261.039
Acquisizioni					33.					33
Revisioni di procedanti stime	8.920	4,606	1,861	27.439	3.788	[7.926]	5.313	(1.727)	175	42.449
Miglioramenti di recupero assistito		6	(544]							[538]
Estensioni e nuove scoperte		812		1,792	52,064			111		54.281
Produzione	(4.565)	[4.923]	[16.118]	${0.917}$	[4.591]	[2.726]	(3,575)	(2.007)	(1.005)	[50, 507]
Cessiani				[53.425]	[26.031]					[79.456]
Riserve al 31 dicembre 2017	32.003	25,390	89.071	123.210	103.629	59.697	30.133	6.370	20.054	489.552
Società In joint venture e collegate
Riserve al 31 dicembre 2016			414		10.471		149	98.633		109,617
di cui: sviluppote			414		2.927		149	\$0.445		53.935
non sviluppote					7.494			48.198		55.682
Acquisizioni
Revisioni di precedenti stime			$\left{ 1\right}$		378		ę.	(44.333)		(43.950)
Miglioramenti di recupero assistito
Estonsioni e nuove scoperte
Produzione			[42]		(920)		$[114]$	(2.795)		--- (3.871)
Cessiani
Riserve al 31 dicembre 2017			371		9.879		41	51.505		61.796
Riserve al 31 dicembre 2017	32.003	25.390	89.442	123.210	113,508	59.697	30.174	57.875	20.054	551.353
Sviluppate	27.962	21.829	35.284	40.228	50.297	53.179	24.417	56.347	14.709	324.252
consolidate	27.962	21.829	34.913	40.228	47.949	53,179	24.376	4.842	14,709	269.987
jaint veniure a collegate			371		2.34B		41	51,505		54.265
Non sviluppate	4.041	3.561	54.158	82.982	63.211	5.518	5.757	1.528	5.345	227.101
consolidate	4.041	3.561	54.15B	82.982	55.680	6.518	5.752	1.528	5.345	219.570
joint venture e collegate					7.531					7,531

溪

$\bar{\mathcal{A}}$

$\ddot{\phantom{a}}$

$\cdot$

$83942$ $1408$

Industriant lotantial					36př. TE TEGAT "SIMAGNAS" LENA HELAMAN KIMBAN NAMA KANL LADAM		ોનિયર છે.		Rustride	فاخرج
2015
Società consolidate Riserve al 31 dicembre 2015	36.905	29.594	199.064	26.817	76.856	66.649	24.064	12,419	21.793	404.961
di ¢ul: sviluppote	29.252	26.034	49,404	23.254	39.362	51.632	5,225	10.549	16.562	251.994
nan śvilingpale Acquisizioni	7,148	3,580	59.560	3.553	37.489	14.817	13.639	1.870	5,231	152.962
Revisioni di precedenti stime	[4.374]	495	13.330	710	6.324	6.334	5.657	228	352	29.056
Miglioramanti di recupero assistito
Estensioni e nuove scoperto				6 134.980			421	5		135,412
Produzronel	[4.883]	(5.200)	(16.528)	(6.194)	(4.811)	[2.634]	[2.542]	[2.659]		$[1.181]$ [45.634]
Cessioni
Riserve al 31 dicembre 2016	27.649	24.089		105.872 156.916	78.369	70,349	28.395	9.993	20.964	522.795
Società in joint venture
e collegate Siserve at 31 dicerabre 2015			363		10.967			359 101.399		113.088
di cui: sviluppare			363		2.376		250	36.651		39.590
nga sviluppat e .					8 591			39 54.708		73.398
Acquisizion:
Revisioni di precedenti stime			102		$[244]$		[15]	[126]		[263]
Miglioramenti di recuperopassistito
Estensioni e nuove scoperte
Praduzionel			$[51]$		(302)			$[195]$ $[2.640]$		[3, 188]
Cessioni
Riserva al 31 dicembre 2015			414		10.421		149	98.633		109,617
Riserve al 31 dicembre 2016	27.648	24.889	106.206 156.315		88.790	70.349	28.544 108.626		20.964	632.412
Sviluppate	23.925	22.674	49,468	22.630	49.698	63.391		8.060 60.025	15.922	315.691
consolidato	23.925	22.674	49.054	22,630	46,789	63.391	7.911	9.580	15.022	261,756
joim venture e coûegate			414		2.927		149	50.445		53.935
Non aviluppate	3.723	2.215	56.918 133.686		39,094	6.958	20.404	48.601	5.142	316.721
cersolidate	3.723	2.215		56.818 133.686	31.600	6.958	20.484	413	5.142	261.039
joint venturs e collegate					7.494			48.188		55.682

▓

nell sells a construction of the construction

Brung

$\circ$

83942 48

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI

I futuri flussi di cassa stimati rappresentano i ricavi ottenibili daflaproduzione e sono determinati applicando alla stima delle produzioni future delle riserve certe i prezzi del petrolio e del gas medi dell'anno relativamente al 2018, 2017 e 2016. Futuri cambiamenti di prezzi sono considerati solo se previsti dai termini contrattuali. Le stime dei futuri costi di sviluppo e di produzione sono determinati sulla base delle spese da sostenere per sviluppare e produrre le riserve certe di fine anno. Non sono stati considerati në le possibili variazioni future dei prezzi, në i prevedibili cambiamenti futuri della tecnologia e dei metodi operativi. Il valore standard è calcolato come il valore attuale, risultante dall'applicazione di un tasso di attualizzazione standard del 10% annuo, dell'eccedenza delle entrate di cassa future derivanti dalle riserve certe rispetto ai costi futuri di produzione e sviluppo delle riserve stesse e alle imposte sui redditi futuri.

l'eosti futuri di produzione includorio le spese stimate relative alla produzione di riserve certe più ogni imposta di produzione senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. I costi futuri di sviluppo includo-

no i costi stimati dei pozzi di sviluppo, dell'Installazione di attrezzature produttive e il costo netto connesso allo smantellamento e all'aboandono dei pozzi e delle attrezzature, sufla base del costi esistenti alla fine dell'esercizio, senza tenere conto dell'effetto dell'inflazione futura. Le imposte sul reddito future sono state calculate in accordo con la no:mativa fiscale dei Paesi nei quali Eni opera.

Il valoro standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati, relativo alle riserve certe di petrollo e gas, è calcolato in accordo alle regole del FASB. Extractive Activities - 0il and Gas [ Topic 932].

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

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

E million:			Martin in		A GAHE EANSG. SUBSSINGNGGAS (KARAKIGRAN) RAMITARIN S				Natak 430
31 dicembre 2018
Società consolidate
Entrate di cassa future	18.372	4.895	43.57B	39.193	53.534	40.698	33.384	14.192	250.165 2,319
Casti futuri di produzione	(5.659)	[1.436]	(6.653)	[17.193]	[16.417]	[0.276]	(9.492)	(6.036)	[66.672] [511]
Costi futuri di sviluppo- e d'abbandono,	(4.670)	(1.350)	[4.700]	(2,709)	(8.778)	[2.640]	(5.755)	(2.467)	[31.420] (291)
Flusso di casso notto futuro prima delle imposte aul reddito	3.043	2.102	32.225	24.231	30.339	29.762	18.137	5.687	1,517 152.068
Imposta sul reddito futuro	[1.671]	(798)	[17.514]	(7.829)	[11.566]	${6,524}$	(11.930)	(1.791)	[289] [59.962]
Flueso di casse netto futuro prima dell'ettoalizzazione	6,372	1.309	14.711	16,402	19.773	23,258	6.157	3.896	92.106 1.220
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%	[2.045]	(124)	(6, 727)	[6.564]	[7.501]	[12, 477]	(2.25B)	[1.596]	(39.695) [431]
Valore standard attualizzeto del fluesi di cassa futuri.	4.327	1.185	7.984	9.838	11.272	10,781	3.899	2.388	52.411 737
Società in joint venture
a collagate Entrate di cassa future		18.608	347		2.675			8.292	29.922
Casti futuri di produzional		[4.535]	(138)		[B73]			(2.192)	[288.5]
Costi futuri di sviltropo. e d'abhandono		(3.633)	[1]		[75]			(191)	(3,982)
Flueso di cassa netto futuro prima della imposte sui reddito		10.289	205		1.727			5.909	16,131
Imposte sul reddito future		[6.822]	[43]		12041			[1.839]	(8.908)
Flueso di casso netto futuro prima dell'attuelizzazione		3.467	163		£.523			4.070	9.223
Veloro dell'attualizzazione al tasso del 10%		(1.104)	(76)		12931			(2.009)	13.902
Valora standard attualizzato del Nussi di cassa futuri		2,363	87		730			2.061	5.241
Totale	4.327	3.548	8.071	9.838	12.002	18,781	3.899	4.449	737 57652

$83942150$

$\bar{\beta}$

躑

i Emil v anil			CARBOTA DESCRIPTION I A Line of the Second Line		A DISTRICT THE MEMBER RADIO THREE AREA CLAIM THE T		Cordinal Corp.		AN SHEEL CONNACT
31 dicembre 2017
Società consolidate Entrate di cassa future	14.339	19.507	31.793	29.190	41.136	30.263	11,826	6.205	2.593	186,818
Costi futuri di produzione	(5.091)	[5.711]	[6, 677]	(6.153)	[14.790]	[6.992]	[£28.£]	(2.351)	(590)	(52.000)
Costi feturi di sviluppo e d'abbandoco	(3.943)	[5.483]	(4.350)	(4.496)	[6.522]	[2.7B7]	[3.694]	[1011]	(318)	[32.604]
Flusso di cassa netto futuro prime delle imposte sui raddito	5,305	8.313	20.765	18.507	19.824	20.464	4.473	2.843	1.685	102.206
Imposte sul reddjila future	(859)	(4, 490)	(10.936)	[5.709]	[6, 416]	(3.97C)	(757)	[699]	jedaj,	[34.041]
Fluesa di cassa netto futuro prima dell'attualizzazione	4,446	3.823	9.930	12.798	13,405	16.514	3.722	2.144	1,382	68.165
Valuee dell'attualizzazione. al tasso del 10%	(1.533]	[1.050]	[4,555]	[6.69B]	(5.43D)	[9.172]	[1.239]	[777]	(607)	[31, 172]
Velore standard attualizzato del flusei di cassa futuri	2.013	2.773	5.364	6.108	2.976	7.342	2.483	1.367	225	36,993
Società in joint venture
e collegate Entrate di casse future			245		2.062		i1	10.797		13.115
Costi futori di produzione			(119)		(930)		[6]	[3,291]		(4.346)
Costi (uturl di sviluppo e d'abbandono			(f)		(GB)			[535]		1602?
Flusso di casse nesto futuro prima delle imposte sul reddito			125		1,066		5	6.971		8.167
finguste su/ seddito future			${21}$		(57)		$[1] % \centering \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_10.pdf} \caption{The graph $\mathcal{N}_1$ is a function of the input and the number of input regions. The left is the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the number of input regions, the$	[2.459]		(2538)
Flusso di casse netto futuro ptima dell'atrosi(zzazione			104		1.009			4.512		5.629
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			[50]		[471]			(2,4.5)		(2.936)
Valore standard actualizzato del Sussi di cassa futuri			54		538			2,037		2,633
Tutala	2.013	2.773	5.418	6.100	B.514	7.342	2.487	3.404	775	39.626

			经济考试外的商标基本发展分析的		$-165.125$	er te en en			Charles College	وبالمنابذة
[t.milio.ni]		SRONA SA TENGANG.	Southfriduments		ご注意 医马鼻病菌 法语原理的 法前方的				Anarha, Sepagaina (S. Januar
31 dicembre 2016
Società consolidate					38.221	26.903	12.263	5.789	2.815	172.937
Entrate di cassa future	4,622	12 BSB	30.847	33.524
Cesti futuri di produzione	[4.136]	[5.240]	${7.461}$	[7.927]	[13.913]	(9,347)	[3.498]	(2.935)	(650)	(55.035)
Easti futuri di sviluppo e d'abbandana	(3.641)	[3.575]	[5.904]	(E.981)	[9.392]	[3.268]	[S.047]	1.313	(270)	[39.391]
Flusen di cassa notto futuro prima delle imposte sui reddito	1,850	4.003	17.452	18.616	14.966	14.388	3.718	1.541	1.007	78,511
Imposte sul roddito future.	[237]	[1,306]	(9.253)	(5.941)	[4,525]	(2.596)	[953]	(290)	(341)	(25.452)
Flusso di casso netto futuro prima dell'attualizzazione	1,513	2.775	8.209	12.675	10.441	11.792	2.765	1.243	1.546	53.059
Valore dell'attualizzazione af tasso del 10%	[241]	(365)	(4.060	${0.055}$	!4,594}	[6.536]	[1.266]	501]	[724]	[26.342]
Valore standard ettualizzato dei Aussi di cassa futuri	1.372	2.410	4.149	4.620	5.847	5.256	1.499	742	822	26.717
Società în loint venture a collegate Entrate di cassa futura			259		2.429		33	15.430		19.151
Costi futuri di produzione			(143)		1924)		(20)	[4, 514]		(5.751)
Costi futuri di sviluppo e d'abbandono			$[1]$		$[64]$			[1.106]		[1.251]
Flusso di cassa netto futuro prima della imposte sul reddito			115		1,391		13	10,630		12.149
Imposte sul reddito future			[21]		$[115]$		[4]	[3.667]		(3.607)
Flusso di cassa netto futuro prima doli'attualizzazione			94		1.276		å	6.863		8.342
Valore dell'attualizzazione al tasso del 10%			[46]		(234)			$[4, 4 - 1]$		(5.221)
Valore standard artualizzato del flussi di cassa futuri			48		542		9	2.522		3.121
Fotale	1.972	2.410	4.197	4.620	5.389	5.256	1.508	3.264	822	29.938

$839424$

VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI ·

		839
VALORE STANDARD DEI FLUSSI NETTI DI CASSA FUTURI ATTUALIZZATI
La tabella seguente indica le variazioni del valore standard dei flussi netti di cassa futuri attualizzati relativi agli esercizi 2018, 2017 e 2016.
$[t$ milioni	:Socici i consolidi ü	Società î adhit vanture :	Jothlo
2018
Valord al 31 dicembre 2017	36.993	2.633	99.626
Aumenti (diminuzioni): 1 vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione -	(19,793)	[445]	(20.238)
- variazioni netto dei prezzi di vendita, al netto dei costi di produzione	27,970	671	28,641
-estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto del futuri costi di produzione e sviluppo-	1.649		1.549
-revision) di stime del futuri costi di sviluppo e d'abbandono	[2.525]	216	[2.309]
. costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	5,469	24	6,482
revisioni delle quantità stimate	10.487	[EOB]	9.684
- effecto dell'attualizzazione	5.670	304	0.054
- variazione nesta delle imposte sul reddito	(16.566)	193	(16.373)
- a coulsizioni di riserve	5,369	6,700	12.069
cessioni di riserve	(0.363)		[6.363]
variazioni dei profili temporali di produzione e altre variazioni	5.052	(4.322)	とうけ
Seido aumenti [diminuzion]]	15.418	2.608	10.026

2017
Valora al 31 dicembre 2016	26.717	3,121	29,838
Avmenti (diminuzioni). -vendite a terzi e a imprese consolidate, al netto dei costi di produzione	[14.125]	(432)	[14.557]
- voriazioni nette dei prezzi di vondita, al netto dei costi di produzione	23.940	1.482	25.422
- estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, el netto dei futuri casti di produzione o sviluppo,	1,697		1.697
- revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(2.817)	495	[2.322]
- casti di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che riducono i futuri costi di sviluppo	2.203	45	7,246
-revisioni delle quantità stimate	5.269	{2,285}	2.984
· offetto dell'attualizzazione	3.864	438	4.302
· variazione netta delle imposte sul reddito	(6.498)	238	[6.260]
- acquisizioni di riserve	10		10
- cessioni di riserve	(2.995)		[2.995]
- variazioni dei profili temporati di produzione e altre variazioni	(5.272)	(469)	[5.741]
Seldo aumenti (diminuzioni)	10.276	[188]	9,768
Valora al 31 dicembre 2017	35.993	2.633	39.626

Valore al 31 dicembre 2015	34,469	3.321	97790
Aumenti (diminuzioni): -vendite a terzi e a imprese consolidate, al netro dei costi di produzione	[11.222]	(347)	[11.569]
- variazioni nette dei prezzi di vondita, al netto dei costi di produzione.	[24.727]	{1.586}	{26.313}
· estensioni, nuove scoperte e miglioramenti di recupero, al netto dei futuri costi di produzione e sviluppo	4.583		:4.56
-revisioni di stime dei futuri costi di sviluppo e d'abbandono	(2,357)	6,50°	′… [1707
- costi di sviluppo sostenuti nell'esercizio, che ridocono i futuri costi di sviluppo	2.528	/1511	77.729
- tevrsioni delle quantità stimate	2.849	4131)	A 2709
· effecto dell'actualizzazione	5.705	. 514. .	6.219
- variazione netta delle imposte sul reddito	9.200	, 296 Y	9.586
- acquisizioni di riserve			a Pilipina. Kabupatèn Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan Panangan P
≁cessioni di riserve			$\sim 20\,\mathrm{G}$
- variazioni del profili temporati di produzione e altre variazioni	666	183	831
Saldo aumenti (diminuzioni)	[7.752]	[zbo]	(7.952)
Valore al 31 dicembre 2015	26.717	3.121	29.838

ختی

Sede legate Plazzale Enrico Mattel, 1 00144 Rotna Tel. +39 06 59821 eni.com

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

• $\mathbf{1}$ . I sottoscritti Claudio Descalzi e Massimo Mondazzi in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato nel corso dell'esercizio 2018.
• $2.$ Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control - Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
• $3.$ Si attesta, inoltre, che:
• $3.1$ Il bilancio consolidato al 31 dicembre 2018:
  • a) è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002:
  • b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili:
  • c). è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento.
• $3.2$ La refazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente e dell'insieme delle imprese incluse nel consolidamento, unitamente alla descrizione del principali rischi e incertezze cui sono esposti.

14 marzo 2019 Claudio Descala

Amministratore Delegato

Massimo Mondazzi

Chief Financial Officer e Dirigente preposto alla redazione del documenti contabili societari

Eni SpA

Capitale Sociale Euro 4.005.359.876,00 l.v. Registro Imprese és Romá, Codice Fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006, R.E.A. Roma n. 756453 Sedi secondario: Via Emilie, 1 - Plazza Ezle Vanoni, 1 20097 San Donato Milanese (M1)

Ŀ

EY 5.0.A Via Po, 32 CC198 Roma Tei: +39 06 324751 Fax: +39 06 32475504 ev.cu.rt

83942|153

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

Aglí Azionisti della Eni S.p.A.

Relazione sulla revisione contabile del bilancio consolidato

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile del bilancio consolidato del Gruppo Eni (Il "Gruppo"), costituito dallo stato patrimoniale al 31 dicembre 2018, dal conto economico, dal prospetto dell'utile (perdita). complessivo, dal prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio consolidato che includono anche la sintesi dei più significativi principi contabili applicall.

A nostro giudizio, il bilancio consolidato fornisce una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria del Gruppo al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data, in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38.

Elementi alla base del giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabite in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulteriormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio consolidato della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Eni S.p.A. in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio , consolidato in esame. Tali aspetii sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile nella formazione del nostro giudizio sul bilancio consolidato nel suo complesso; pertanto sultali $\gg$ aspetti non esprimiamo un giudizio separato.

e via n.a.
Sede Legale: Via Po, 22 · 90198 Porna
Espitale Socio?: Euro 2.525.000,00 km
Egitiva Alexa e e numero di Bartistane 004.34000564 · Autrelio R. F.A. 250304
Cofiliza Alexa e e numero di Bartistane 004.34000564 · Au RINA DUSP1235003 nive courses sous
accilita al Registro Rewsori (1898) ann. 70945 Pubblicats suite G.U. Suppl. 13 - IV Serie Speriale del 17/2/1990
Scriita all'Ario Speciale delle specificiei revisione
Cansoli al progressivo n. 2 de libera

Abbiamo identificato i seguenti aspetti chiave della revisione contabile:

Aspetti chiave

Risposte di revisione

Riserve di petrolio e di gas naturale

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

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

Il Gruppo ha fornito l'informativa relativa alle riserve di petrolio e di gas naturale nel paragrafo "Stime contabili e giudizi significativi: Attività mineraria" della nota 1 "Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi".

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

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

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

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

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

Il Gruppo ha fornito l'informativa sulla recuperabilità delle attività nella nota 7 "Crediti commerciali e altri crediti", nella nota 13 "Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali", nella nota 14 "Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto", nella nota 15 "Altre attività finanziarie" e, con riferimento afla complessità delle stime, nei paragrafi "stime contabili e giudizi significativi: Svalutazioni di attività nonfinanziatie" e "stime contabili e giudizi significativi: Svalutazioni di attività finanziarie" della nota 1 "Principi contabili, stime contabili e giudizi significativi".

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

Procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di Impresa

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

Il Gruppo ha fornito l'informativa sui rischi connessi ai procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di impresa nella sezíone "Contenziosi" della nota 27 "Garanzie, impegní e rischi".

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

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio consolidato

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Lgs. 28 febbraio 2005, n. 38 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagli stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità del Gruppo di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bitancio consolidato, per l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per un'adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio consolidato a meno che abbiano valutato che sussistono le condizioni per la líquidazione della capogruppo Eni S.p.A. o per l'interruzione deil'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scelte.

ll coflegio sindacaje ha la responsabălită gella vigilanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria del Gruppo.

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

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio consolidato nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un livello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui semore un errore significativo, qualora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o dacomportamenti o eventi non Intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possaragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel loro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio consolidato.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abbiamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale. per tutta la durata della revisione contabile, inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di error! significativi nel bilancio consolidato, dovuti a frodi c a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di cevisione lo risposta a tali rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti od eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo Interno;
• abbiamo acquisito una comprensione dei controllo interno rilevante ai fini della revisione contabile. allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze, e non per esprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno del Gruppo;
• · abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori e della relativa informativa;

ラブ

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

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

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

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

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

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

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'art 5, par. I., del Regolamento (UE) n. 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Eni بَهْر nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bilancio consolidato espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggiuntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione $\mathfrak{C}^2\setminus$ comitato per il controllo interno e la revisione contábile, predisposta ai sensi dell'art. 11 del ditato Regolamento,

83942月

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

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

Gliramministratori della Eni S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla gestione e della relazione sul governo societario e gli assetti proprietari del Gruppo Eni al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio consolidato e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n. 720B al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche Informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'art. 123-bis, comma 4, del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58, con il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2018 el sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con il bilancio consolidato del Gruppo Eni al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, comma 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

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

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

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

Roma, 5 aprile 2019

EY 5.p.A.

Riccardo Rossi (Socio)

法人民

$\mathbf{e}$

265

$271$

329

330 335

356 342

Bilancio di esercizio 2018

2 | RELAZIONE SULLA GESTIONE

143 | BILANCIO CONSOLIDATO

265 | BILANCIO DI ESERCIZIO

Schemi di bilancio Note al bilancio di esercizio Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti

.
Relazione del Collegio Sindacale all'Assembleo degli azionisti
ai sensi dell'art 153 D.Lgs. 88/1998

Attestazione del management Relazione della Società discuisione

Delinerazioni dell'Assemblaa degli azionisti

$343 -$ ALLEGATI

83942760

BILANCIO DI ESERCIZIO 2018 | SCHEMI 266

STATO PATRIMONIALE

		31.12.2018		31.12.2017		01.01.2017*
$[\mathbf{\epsilon}]$	Note	Totale	- di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate	Totale	di cui verso parti correlate
ATTIVITÀ
Attività correnti
Disponibilità liquide ed equivalenti	[5]	9.654,468.868	502,954,041	6.213.811.825	357,730,040	4.582.814.901	41,250.113
Altre attività finanziarie destinate al trading	[6]	6.100.426,641		5.793.162.809		6.062.003.322
Altre attività finanziarie correnti	$[15]$	2,688,524,711	2,686,455,675	2,699,464,465	2.691.668.755	7,762.576.306	7.724.641.702
Crediti commerciali e altri crediti	[7]	5,573,774,237	3,122,929,195	5,888,079,765	3.455.904.113	7.895,770.565	3.529.440.679
Rimanenze	[6]	1,924,128,339		1.388.544.550		1,277,716.959
Attività per imposte sul reddito correnti	[9]	65,760,321		58,726,446		92.581.620
Attività per altre imposte correnti	[9]	203,598,379		267.014.834		345.870.167
Altre attività correnti	[10]	1,013,036,407	790.360,827	692.967.944	377.969.627	1.010.630.623	644.226.025
		26.623.717.903		23.001.772.638		29.029.964.463
Attività non correnti
Immobili, impianti e macchinari	[11]	7,578,619,152		7.178.646.178		8.045.543.832
Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo	(8)	1,200,236,229		1.297.318.037		1.172.570.632
Attività immateriali	[12]	180,491,241		194.752.958		1.205.014.790
Partecipazioni	[14]	41,914,073,644		42.336.529.045		40.009.194.283
Altre attività finanziarie non correnti	[15]	1,974,727,001	1,954,457,145	4,832,057,257	4.811.541.219	1,427,755,931	1.405.873.735
Attività per imposte anticipate	$[16]$	1,168,817,273		1.151.910.450		1.185.193.459
Altre attività non correnti	[10]	565,422.065	294.049.892	480.873.584	164.534.684	699.552.732	374.019.621
		54.582.386,605		57.472.087.509		53.744.825.659
Attività destinate alla vendita	[23]	1,474.115		1.717.074		3,635,721
TOTALE ATTIVITÀ		81.207.578.624		80.475.577.221		82.778.425.843
PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO
Passività correnti
Passività finanziarie a breve termine	$[19]$	4.434.682.785	4,233,716,240	4.146.377,799	3,922,516.072	4.159,479,169	4.006.268.773
Quote a breve di passività finanziarie a lungo termine	[19]	3.178,407,868	2440,940	1.972.775.366	464.447	3.013.889.929	645,770
Debiti commerciali e altri debiti	[17]	5.631,752,561	2,901,317,916	6.224.379.855	3.156.070.915	6.209.179.673	3.050.851.168
Passività per imposte sul reddito correntl	(9)	1,556.602		64.289.938		3.851.266
Passività per altre Imposte correnti	(9)	787,385,843		808,586,429		887.109.601
Altre passività correnti	(18)	1,448,199,196	699,551,357	872.182.600	510.938.545	1,204,612,480	632.108.110
		15.481.984.855		14.088.591.987		15.478.122.118
Passività non correnti						19,553,554,728
Passività finanziarie a lungo termine	[19]	18,069,792,686 3,883,436,419	505,264.000	18.843.053.798 3.780.911.177	380.563,643	4.053.811.288	695.766.552
Fondi per rischi e oneri Fondi per benefici ai dipendenti	[20]	970,072,349		353.083.516		391.417.852
Altre passività non correnti	$[21]$ [18]	787051.322	142.040.680	880,586.249	143.007.778	1.366.197.912	263.952.970
		23.110.292.770		23.857.634.740		25.364.981.780
TOTALE PASSIVITÀ		38,592,277.625		37.946.226.727		40.843.103.898
PATRIMONIO NETTO	[24]
Capitale sociale		4.005,358,876		4.005.358.876		4.005.358.876
Riserva legale		959.102.123		959.102.123		959.102.123
Altre riserve		36,570,923,909		36.000.155.103		34.471.271.330
Acconto sul dividendo		[1.512.478.856]		[1.440.456.053]		[1.440.456.053]
Azioni proprie		[581.047.644]		[581.047.644]		[581.047.644]
Utile netto dell'esercizio		3,173,442.591		3.586.228.089		4.521.093.313
TOTALE PATRIMONIO NETTO		42,615,300,999		42.529.350.494		41.935.321.945
TOTALE PASSIVITÀ E PATRIMONIO NETTO		81,207,578,624		80.475.577.221		82.778.425.843

(*) Per la riesposizione dei dati al 01.01.2017 sjejnvia al paragrafo dei criteri.

CONTO ECONOMICO

BILANCIO DI ESERCIZIO ZOIO SCHEMI $83942$ + $464$ CONTO ECONOMICO 2017 di culverno Azarcanyerad South B Commonweal porti corralate Nate Totala (26) 91.794.034.304 19,796,210,560 1 28.983.563.971 10.538.862.109 Alemal della gestione caratteristica 990221.212 125.540.523 2.316.144.963 75.573.075 32.125.670.586 31.299.706.934 190,621.006,975) (14.875.678.012) [13,711,409,772] (27,205,497,159) J27) [26.410,3,99]. [152.692.106] commarcial e aivi crediti (7) 41,197,524,660) [1.155.011.571] [27] Casta Livaro 113.047.226 Altri proventi (anexi) operativi [22] (249.181.706) 595,522,850 230.634.781} (695.421.852) [11], [12] (727.072.500) Ammortementi Filprese di valore (svakstazioni) netta di attività mareziali (19.959,833) [111.314.644] [13] $-[1361951]$ [11], [12] [4.669.125] (186,367,016) 1,700,817,048 2B 1616.145,269 168.208.837 220.672.675 1,581,990,022 1.878,897,439) [ឃុំ ទំនួន ឆ្នាំ] [2.698.158.435] [25,858.401] 33,058,919 [109.755.540] (97.098,886) 425.934.776 210.592.495 (349.102.500) [326.502.146] [645.989.177] (29) 1,699,311/494 2,701,999.904 3,176,372.990 3.758,821.775 $[J\psi]$ (12,429,239) [170.593.666]
	(C)
	NCM
	Altri neavi e proventi
	Torela ricavi
	COSTI OPERATIVI
	Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi
	Rigness di valore (svelutozioni) neste di crediti
	e Immateriall
	Radiazioni
	UTILE (PERDITA) OPERATIVO
	PROYENT) (ONEAL) FINANZIARI
	Provant! Enanziari
	Dneri finanzkari
	Proventi [eneri] notti su attività Knanzfarle destinato al trading
	Strumenti Enanziari derivati
	PROVENTI (ONERI) SU PARTECIPAZIONI
	UTILE ARTE IMPOSTE
	Imposte sul reddito
	UTILE NETTO DELL'ESERCIZIO	9.173.442.591	3.584.228.099

$\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}})$ and $\mathcal{L}^{\mathcal{L}}(\mathcal{L}^{\mathcal{L}})$

PROSPETTO DELL'UTILE COMPLESSIVO

[Em Lioni]	Note		2017
titlle neste dell'esprefato		юз	3.SBB
Altre componenti dell'utile [pardite] completeivo:
Componenti non deferenticabili e conto economico
Vakriazione di piani a benefici definiti per i dipendenti	[74]	11
Valutazione fair value partecipazioni minoritarie	(24)
Effetto fiscale relativo alle azre componenti da cutile comples sivo non ticlassidicabili a conto aconomico.	[24]
Component ricleve Reebill a sonio economico.
Variations fair value susinenti finanziari deriveri di conertura cash flow hedge	124	呵	(27)
Differenze cambio da conversione Joint Operation	(24)		[99]
Efferto Fiscale relativo alle altre componenti dell'indie complessivo richa sificatifi a conso economico	(24)
		щ	[110]
Totale eltre componenti dell'utile (perdite) compiesalvo, al notto dell'affatto fiscale		121	[111]
Totala utilo complegalvo dall'especialo		9.OSB	3.475

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI NELLE VOCI DI PATRIMONIO NETTO

	Lepttels staciale	Altra risorvo di capitale	Riesveisste	Azioni proprie acquistate Riverva per acquiste	FOLLY LETTER र्ची कर्णका इत्युद्ध है	founzier der ven ל השלום סיפול	putted pezioni minoritari Riactva fair veiva	nan diapombili 毒草 Altre diserve	di atilt disponibili	ទ É	conte sui dividenda	Utile dall'unersiste
										Rivery
[Continent] Saldi aj 31 diĉembro 2017	1.005.	JIL JEB	$\mathfrak{g}$ (581)	581		197		118)	-24,979	482	(14 ابنيا)	9.506	42.521
Effetio i Applicazione i FAS 9									Te)				ſ9
Seld al 14 ciini de 2018		1 005 - 10,360	【銅 969	581		19P		(U)	24,370		492 [3.441]	31506	42.520
netto dell'es arcidio												á:173	3. C
cempanojul guliu la complès ivo.
Camparent non delure income en la
的复数座
Volutozione di oleni a benefici definiti: për i Bajendenti al nëtto dell'Effetto hëtërit													Ţ.
Valumz)m a filt velua participa doni
ina rattaria							14						(4)
							П	-17					щ
Forojeanend nekant Arabiji a sprito voondrafse
Verschone fair vedus strijmend finerizieri
denkviti částí Nóvi hvolén al niitto Perform the fiscale						1121							(វេមិ
Differenza enindio da conversione
Jölnt Operation													P
						129							, 112
Deletezhoù den all estenteur
Aperinto and dividuality 2018											(1.613		[1.513]
(CQ 42 per azlona) ktivituelené del dividendo residuo 2011
(CD 40 per again) /											E 141		$[2,881]$ $[1,440]$
iterbuzione ville 2017 a riestva									883	2011		(705)
								z	na.	201	172)	13.5851	(2.833)
just navdnešti či patrimonio netvoj
Richargine Moskya art 6 commis 2								⊠
ettere a) 0 Let 99/2005 Häärva plang Incentivaziona di kungo termin
utra variazioni
								[29					12
Suldi al Si, diceribre 2018	4.005 .	10 950 368	l sti	- 11		ËÌ	11	īш	15.287	90 B

						269 BILANCIO DI ESERCIZIO 2018 SCHEMI
					$8$ 3 $9$ $\zeta$
	Capitala social	Altra risorva di capitale Littles of the main property Ricary Legale	Alaeren fairwalue etropiani finanzieri deriyati cash Row hedga el natta dell'e fietto fiscale Riterrea por ocquista di azioni proprio	Altre Hastya di utili hon diagonibili Altra daeres di vtili diagonibili 6 ĝ L Ê g	Acconic sul dividende 뤞 History FRS 10	Utile dell'esercizio
[Emilion]				훝		Tatala
Saidial 31 dicumbre 2015 Utile notto dall'apercizio	4.005 10.968	959 (501)	501 217	[19] 22,713	512 [1,441]	4,521 41,935 3.586 3.586
Aftre compani mi deli'utile complessive:
Companient non delovalficabili d canta economico
Valutazione di piani a bonefici dofiniti
per i dipencenti al notto dell'affetto fiscala						7
Companenti riclosul ficabili e conto						÷,
economico
Variazione fair value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al hetto
dell'effetto fiscale Differenze combin da conversione			[20]			(20)
Joint Operation					182)	(98)
Operazioni con gli azionisti:			(20)		[90]	(1, 1)
Accordo sul dividende 2017
(£0.40 per azione) Anythuzione dei dividendo realduo 2016					(1.41)	[1.441]
[CD 40 per azione]						1441 (2881) [1440]
Maribuzione utile 2016 a zisarvo				1,544 想	$[22]$	[1,540]
				18 1.544	$[22] \centering% \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4a1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width=1.0\textwidth]{figs/fig_4b1.pdf} \includegraphics[width$	$[4.521)$ $[2.381]$
Altr) moviment al patrimonio natto: Fidualone riserva art 6 comma 2
letters a l D.Lgs. 38/2005				(22) 22
Saldial 31 dicembra 2017	4,005 10,369	[581] 958	$20 - 7$ 581 197	$[22]$ 22 [16] 24.379	492 [1.441]	3.506 42.529

$\mathcal{L}^{(1)}$

$M \downarrow$

$\ddot{\phantom{a}}$

RENDICONTO FINANZIARIO

[Emiliani]	2018	2017
Utile netto dall'essecizio	9.17 B	3,586
Rettifiche per ricondure l'utile netto al flusso di cassa da artività operativo:
. Ammortamenti	ÊJS.	727
- Svelutazione (zipresa di valore) nette di attività materiali a immateriali	13	111
· Radiazioni	4	5
- Svalutazioni (rivalutazioni) pertecipazioni	1.162	367
- Plusvalenze nette su cessioni di attività	12	[1.995]
DividendF	4,851	[3.06]
Interessi attivi	$\frac{1}{2}$	(204)
MeressipassM	-500	599
kmpc sta sul reddiko	a	F1
Akte variazioni	Ü	230
Vastazinni del capitale di esercizio:
«របាបដ ោះ វ	فنن	(238)
Romanca dia city	وهان	241
	देवा)	335
- achid commendati	رتم	1195)
-fandi per rischi e oncri	(zej)	(195)
- DIKIE OKLIVILA E POSSIVIKA
Fitissio di casso del copitale di esercizio	[⊞]	$[52] \centering% \includegraphics[width=1\textwidth]{images/TransY.pdf} \caption{The first two different values of $y$ and $y$ and $z$ are the same as in Figure \ref{fig:3}, the first two different values of $y$ and $y$ are the same as in Figure \ref{fig:3}, the second two different values of $y$ and $z$ are the same as in Figure \ref{fig:3}, the second two different values of $y$ and $z$ are the same as in Figure \ref{fig:3}, the second two different values of $y$ and $z$ are the same as inFigure \ref{fig:4}, the second two different values of $y$ and $z$ are the same as inFigure \ref{fig:4}, the second two different values of $y$ are the same as inFigure \ref{fig:4}, the second two different values of $y$ are$
Voalozione fondo benafici per i dipendanti		42 3.076
Dividendi incassati	4.051
interessi Incassati	15B	201
Internasi pagatl	4921	仔阳
Imposte sul reddito cagate al petto del rimbo al e crediti di imposta acquistati	(SS)	毞
Flumao di consu natio da attività operativa	490	3.201
- di cui flueso di caesa netto da attività apmativo verso parti correlpto	(aip)	[2.31]
Investimenti:
attività americul	外生的度 à	1718)
lloʻrancında öldirini	35	(35)
panecipazioni	(AH)	12.565
· បាទអ៊ីរ៉េ ក្រុមការរំពាក់ strvmentali all'ottività operativa	157	(7.041)
Fu seo di cassa degli ove sumenti	[1.898]	(6,400)
Olsinvestimenti:
ilokustern Glividni		14
-imprese consalidate e rami d'otiendo al nero, delle alsochibilità llyvide cedute		2362
- Imposte pagate sulle d'ambaloni		[m]
partecipazioni	25	1.033
erediti Mnonziari strumentali all'ottività operativo	2.954	1.901
variazione debiti e crediti relativi all'attività di disinvestimenta.	:11	392
cessioni rumi d'acienda
- ย่อม ระบาทennali all'oruvità operativa		1
Flusso di cassa del disinvertimenti	3,018	5.592
Figure di crese netto da stilvità di investimento	1.180	(1.000)
- di cui fluto a di cama potto da attività di lovastimante verso parti correlats	2,832	(1, 203)
Aitre attività Finanziarie destinate ai trading	(145)
Assunzione (rimborsi) di debid finanziari a lungo	٠ÿ۳	[1.345]
incremento (decremento) di debiti finanziari a brevo terruine.	-UB 3	26
Crediti finanzia ri non strumentali all'attivitò operativa	[15]	3.556
Dividenti papa i	[2.954]	(2, 000)
Flupo di cases natio da attivisì di finanzismento	(2.853)	[542]
	श्रा	5.153
- di cui fiussa di cassa netto da attività di finanziamente Versa parti cursiato	-3140	1.531
Fiuseo di coron notto dell'avantizio.	6,224	4.583
Disponibilità Nguide ed aguivalenti a inizio esercizio
Olaponibilità, Aquida ad aquivalenti a fino es statulo	9.654	6.214

$\ddot{\phantom{a}}$

$\ddot{\phantom{a}}$

$\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\bar{\$

$\ddot{\phantom{0}}$

B

mail work himself information and

NOTE AL BILANCIO DI ESERCIZIO

1. Principi contabili, stime contabili e giudizi sionificativi

1.7 CRITERI DI REDAZIONE

Il bilancio di esercizio è redatto secondo gli international Financial Raporting Standards (hel seguito "IFRS" o "principi contabili internaziohali") emanati dall'International Accounting Standards Board (IASB) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del Regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del 0,1gs, 38/05', Il bilancio di esercizio è redatto applicando il metodo del costo storico, tenuto conto, ove appropriato, delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS dovano essere valutate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

Il progetto di bilancio di esercizio al 31 dicembre 2018 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Eni nella riunione del 14 marzo 2019. Le informazioni a commento delle voci dello stato patrimoniale e del conto economico, tenuto conto della rilevanza degli importi, sono espresse in milioni di euro.

1.2 CRITÉRI DI VALUTAZIONE

l'eriteri di valutazione sono gli stessi adottati per la redazione del bilancio consolidato, cui si rinvia, fatta eccezione per la dievazione e valutazione delle partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate; per la valutazione delle esposizioni creditizie derivanti da operazioni infragruppo è assunta la piena capacità di recupero in considerazione della possibilità di intervento sul capitale delle partecipate per garantire la posizione in bonis delle stesse.

In particolare, le partecipazioni in imprese controllate, joint venture ecollegate sono valutate al costo di acquisto²; in presenza di piani di incentivazione basati su azioni della controllante attribuiti a dipendenti delle società controllate, il valore di iscrizione delle partecipazioni tiene conto, in assenza di meccanismi di riaddebito, della valorizzazione al valore di mercato delle assegnazioni operate.

In presenza di obiettive evidenze di perdita di valore, la tecuperabilità è verificata confrontando il valore di iscrizione della partecipazione conil relativo valore recuperabile, rappresentato dal maggiore tra il fair value, al netto degli oneri di dismissione, e il valore d'uso. Il valore d'uso è determinato, generalmente, nei fimiti della corrispondente frazione del patrimonio netto dell'impresa partecipata desunto dal bilancio consolidato, attualizzando i flussi di cassa attesi dalla partecipazione e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla sua cessione, al netto degli oneri di dismissione. I flussi di cassa attesi sono determinati sulla base di assunzioni ragionevoli e dimostrabili rappresentative della migliore stima delle future condizioni economiche, dando maggiore rilevanza alle indicazioni provenienti dall'esterno. L'attualizzazione è effettuata a un tasso che riflette le valutazioni correnti di mercato del valore temporale del denaro e dei rischi scecifici dell'attività non riflesse nelle stime dei flussi di cassa.

La guota di pertinenza della partecipante di eventuali perdite della partecipata, eccedente il valore di iscrizione della partecipazione, è nievata in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impognata adadempiere a obbljeazioni legati o implicite della partecipata, o comunque, a coprime le perdite. Con riferimento alle partecipazioni în società classificate come joint operation, net bilancio di esercizio è rilevata la quota di competenza Eni delle attività/passività e dei ricavi/costi delle joint operation sulla base desii effettivi diritti e obbljeazioni rivenienti dagli accordi contrattuali. Successivamente alla rilevazione iniziale, le attività/passività e i ricavi/costi afferenti alla joint operation sono valutati in conformità ai criteri di valutazione applicabili alla singola fattispecie.

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

Le attività finanziarie rappresentative di partecipazioni minoritarie, non possedute per finalità di trading, sono valutate al fair value con imputazione degli effetti nella riserva di patrimonio netto che accoglie le altre componenti dell'utile complessivo, senza previsione del loro rigiro a conto economico in caso di realizzo; differentemente, i dividendi provenienti da tali partecipazioni sono rilevati a conto economico ella voce "Proventi (oneri) su partecipazioni", La valutazione al costo di una partecipazione minoritatra è consentita nei limitati casi in cui il costo rappresenti un'adeguata stima del fair value.

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

13 STIME CONTABILI E CIUD/ZI SIGNIFICATIVI Con riferimento all'utilizzo di stime contabili e giudizi significativi si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato.

2 : Schemi di bilancio³

Le voci dello stato patrimoniale sono classificate in correnti e hos cor renti, quelle del conto economico sono classificate per natura⁴. Ve attività e le passività sono classificate come correnti se: {i} la loro galizzazione/estinzione è prevista nel normale ciclo operativo aziandile o nei dodici mesi successivi alla chiusura dell'esercizio; (ii) sono gastituite, da disponibilità liquide o disponibilità liquide equivalenti chi non pre

⁽⁴⁾ Le informazioni reachve agli strumenti limanziari secondo la classificazione prevista dagli 175 soro Indioste nella note n. 25 Garanzie, Impegni e rischi » Abra informazioni sugli strumenti finanzioni

¹¹⁾ Larinciei contabili internazionali utilizzati ai fini della redazione del bilancio di esercizlo sono coincidenti con quelc'emaganti dallo WSR in viazzo por l'esercizio 2008.

⁽²⁾ In case di acquisizione del controlta in fasi successive, il valore di iscrizione della partecipazione è determinato cone sommatoria do costo socionato in classura transferei acquist (a) Convierimento agli impattisugli schemi di bilancio connessi con fentra a in vigore a partire dal 1º genuaio 2018 del nuovi proctol consoli, noncho alle altre madifiche apportareali Schemi di bilancio, v. pento "Modifica dei criteri contabili".

$83942$ RGO

sentano vincoli tali da limitarne l'utilizzo nei dodici mesi successivi alla data di chiusura dell'esercizio; o [iii] sono detenute principalmente con rinalità di trading. Gli strumenti derivati posti in essere con finalità di trading sono classificati tra le componenti correnti, indipendentemente dalla maturity date. Eli strumenti derivati non di copertura, posti in essere con finalità di mitigazione di rischi ma privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting, e gli strumenti derivati di copertura sono classificati come correnti quando la loro realizzazione è prevista. entro i dodici mesi successivi alla data di chiusura dell'esercizio; differentemente, sono classificati tra le componenti non correnti.

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

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

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

3 Modifica dei criteri contabili

Con i Regolamenti n. 2016/1905 e 2017/1987 emessi dalla Commissione Europea, rispettivamente, in data 22 settembre 2016 e 31 ottobre 2017, sono stati omplogati l'IFRS 15 "Ricavi provenienti da contratti con i clienti" e il documento "Chiarimenti dell'IFRS 1S Ricavi provenienti da contratti coni clienti" che definiscono i criteri di rilevazione e valutazione dei ricavi derivanti da contratti con la clientela (di seguito citati come IFRS 15).

L'IFR5 15 è stato adottato dal 1º gennaio 2018, avvalendosi della possibilità, consentita dalle disposizioni transitorie del principio contabile,

di rilevare l'effetto connesso alla rideterminazione retroattiva dei valori nel patrimonio netto al 1º gennaio 2018, avendo riguardo alle fattispecie esistenti a tale data, senza effettuare il restatement degli esercizi precedentí posti a confronto. L'adozione dell'IFRS 15 non ha determinato effetti significativi sul patrimonio netto al 1º gennaio 2018.

L'IFRS 9 "Strumenti finanziari" (di seguito IFRS 9), omologato con il Regolamento n. 2016/2067 emesso dalla Commissione Europea in data 22 novembre 2016, è stato adottato a partire dal 1º gennaio 2018. Come consertito dalle disposizioni transitorie dei principio contabile, anche in considerazione della complessità di rideterminare i valori all'inizio del primo esercizio presentato senza l'uso di elementi noti successivamente, gfi effetti della prima applicazione dell'IFRS 9 in materia di classificazione e valutazione, ivi incluso l'impairment, delle attività finanziarie, sono stati rilevati nel patrimonio netto al 1º gennaio 2018, senza effettuare il restatement degli esercizi precedenti posti a confranto, relativamente all'hedge accounting, l'adozione delle nuove disposizioni non ha prodotto effetti significativi.

In particolare, l'adozione dell'IFRS 9 ha comportato una riduzione del patrimonio netto di €9 milioni riferibile per E29 milioni alle maggiori svalutazioni per effecto dell'adozione dell'expected credit loss model di crediti commerciali e altri crediti al netto dell'effetto liscale, parzialmente compensato dall'allineamento al fair value delle partecipazioni minoritarie precedentemente valutate al costo (€20 milioni).

Come indicato nei punto "Criteri di valutazione" del bilancio consolidato, relativamente alla valutazione delle partecipazioni minoritarie. Eni si è avvalsa della possibilità di designare le partecipazioni minoritarie, possedute al 1ª gennaio 2018, come attività valutate al fair value con imputazione degli effetti nelle "Altre componenti dell'utile complessivo" (FVTOCI),

Il breakdown depli effetti quantitativi e delle riclassifiche^s sopracitati, derivanti dalla prima applicazione, al 1º gennaio 2018°, dell'IFRS 9 e dell'IFRS 15, è di seguito riportato;

(Emilioni)	Dat! pubblicati 31	dicembre 2012 Applicazione IFRS 9	Flic Jas sifich e	Microsoft (101)
Valori di bilancio
Attività correnti	23.002	[39]		22.963
- di cui: Crediti commerciali e altri crediti i	8.587	(39)		8.546
Attività non correnti	57.472	30		57.502
- di cui, Portecipazioni	42.337	20		42.357
- di cui: Attività per imposte anticipata	1.152	10		1.162
Passività con enti	14.089			14.039
- di cui: Debiti commerciali e altri debiti	6.225		(292)	5,943
- di cui: Altre passività correnti	672		282	1154
Patrimonio nesto .	42.529	(9)		42.520

(5) In opplications ustiffes 15, gliacconde anciipida chemia brevo termine sono stati richosificati dalla voce "Dobiti cammercali e altri debiti" nella voce "Altre passività correnti" dello stato patrimo niale al fine di prosentatil conguincamento con le altre passività contra contra u con la diantela (es, pian) di rideizzazione, risconti passivi, ecc.) gla filevani all'incerno di cre voci [6] A partire dal L' gonneio 2019 sono maltre ermato in vigore le disposizioni dell'Interpretazioni the RC 22 "Operazioni in valuta esterne anticipi", che non hanno prodatto effetti significalivi.

BILANCIO DI ESERCIZIO 2018 , NOTE AL BILANCIO $83942$ $k_7$

273

Returning The change Almando i
Sun

Con riferimento all'esercizio 2018, l'applicazione delle precedenti disposizioni in moteria di revenue recognition non produce effetti significativi sulle voci economiche, patrimoniali e finanziarie.

Di seguito è fornita, per ciascuna tipologia di attività (inanziaria che è stata oggetto di rettifiche/riclassificha per effetto dell'applicazione

dell'IFRS 9, l'indicazione: (i) della categoria di valutazione definita in base allo IAS 39; (ii) della nuova categoria di valutazione definita in base all'JFRS 9' ; (iii) dei valori di iscrizione determinati in base allo MS 39, rifevati al 31 dicembre 2012, e dei valori di iscrizione determinati in base all'IFRS 9 al 1º gennaio 2018:

(i mili qni)	Classificazione in base allo IAS 39	base all'IFAS 9	Classificazione in : Vatore di lacriziona ex 11.5 35	Rettiliche	Yafora di Iscrizione i ex IFRS 9
Erediti corneretali e altri crediti	Finanziementi e crediti.	Eesta ammortizzášo	8.587	[39]	B,540
Partecipazioni minoritarie	Casta 1977 - 1977 الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد الموارد	FVTOĐ

L'adozione delle nuove disposizioni ha comportato inoltre l'aggiornamento delle voci degli schemi di bilancio; in particolare:

• · nello schema di conto economico: (i) per effetto dell'entrata in vigore dell'IFRS 9, è stata inserita una specifica voce per accogliere le svalutazioni/riprese di valore dei crediti commerciali e degli attri crediti (denominata "Riprese di valore [svalutazioni] nette di crediti commerciali e altri crediti"); in precedenza tali componenti erano zilevate all'interno della voce "Acquisti, prestazioni di servizi e costidiversi". Al fine di consentire un confronto amogeneo, tali componenti relative agli esercizi posti a confronto, determinate secondo le precedenti disposizioni in materia di strumenti finanziari, sono state riclassificate aff'interno della nuova voce; [ii] è stata ridenominata la voce 'Rigrese di valore (svalutazioni) nette" in "Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali";
• · nel prospetto dell'utile complessivo, è stata inserita una nuova voce che include le variazioni del fair value delle partecipazioni minoritarie designate come valutate al FVTOCI, all'interno delle componenti non riclassificabili a conto economico.

Inoltre, con riferimento allo schema di stato patrimoniale, i crediti flnanziari correnti sono stati riclassificoti, anche nell'esercizio posto a confronto, dalla voce "Crediti commerciali e altri crediti" alla nuova voce "Altre attività finanziarie correnti"; questa nuova articolazione delle voci dello schema è stato operata al fine, essenzialmente, di separare le esposizioni commerciali e diverse da quelle finanziarie in quanto caratterizzate da origination, profili di rischio e processi di

f F milionil

valutazione differenti. Al riguardo, considerata la rilevanza della riclassifica dei crediti finanziari per Eni SpA, si è reso necessorio, ai fini comparativi, presentare uno schema di stato patrimoniale aggiuntivo riferito al 1º gennaio 2017.

$\boldsymbol{k}$ i Principi contabili di recente emanazione

Con riferimento alla descrizione dei principi contabili di recente emanazione si rinvia a quanto indicato nel bilancio consolidato. Al riguardo, con riferimento alle nuove disposizioni in materia di leasing (JFRS 16), in vigore a partire dal 1º gennaio 2019, sulla base delle informazioni disponibili, l'anozione dell'IFRS 16 comporta la rilevazione di una lease liability di E2.094 milioni e di un right-of-use di asset, al petto dei fondi associati rilevati al 31 dicembre 2018 nei contratti onerosi, per €1.665 milioni; la stima degli effetti di prima applicazione defl'fFRS 16 potrebbe subize variazioni in relazione all'eventuale evoluzione interpretativa derivante, tra l'altro, dalle ulteriori indicazioni dell'IFRIC, nonché all'affinamento del processo di elaborazione in vista della prima applicazione del principio nei reporting finanziari 2019.

Di seguito, sulla base delle informazioni attualmente disponibili, è forriita la riconciliazione tra l'ammentare dei nagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili al 31 dicembre 2018 e il saldo di apertura della lease liability al 1º gennaio 2019:

the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of
Pagamenti minimi futuri dovuti par contratti di lessing operativo non annullabili	2.233
Effetta attualizzazione	(288)
Estensione/Rinnovi $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$	198
Astro	(49)
iFRS 15 - Lease liability	2.034

[7] In particulare to disposizioni dello 105.39 prevedevanote seguenti categorie di strumenti farancti fi finanziamenti e crediti valurati el costo ammortozaro; [ii] le actività finanziarie da detenera sina alla scadenza, valutare el costo emmortizzone (iii) gli strumenti finanziari valutati el fair value con effetti u conto economico (en sitoli destinati artrading); (v) artivia finanziano deponibili per la vendita valutate el lair value con effetti a porrimano netto nelle akre companenti dell'ulle complessivo. Le diaposizioni del l'ERS 9 dofiniscono le categoria delle actività finanziario sulla base della carattelacche delle stuumente e dei businest model adottato in [i] strumenti finenzia i valutati al casta ansmortizzato; [ii] soumenti finanzia i valutati al fair value con imparti a conservatorico; [4] Stoment Rhanzlari valutati al fair value con impatti a patrimonio netto nelle altre componenti dell'ut'e complessivo; [Iv] sturmenti di equity efferenti a partecipatore minoritaria valutati al fair value con impatil a como aconomico o, sitemativamente, se non detenute per finalità di trading, a patrimonio netto senza provisione di rigno a como economico.

$83942768$

§ | Disponibilità liquide ed equivalenti

Le disponibilità liquide ed equivalenti ammontano a E9.654 milioni (€6.214 milioni al 31 dicembre 2017) con un incremento di €3.440 milioni e comprendono attività finanziarie esiglolil all'origine generalmente entro 90 giorni.

Le disponibilità liquide ed equivalenti sono costituite essenzialmente da depositi in euro e in moneta estera che rappresentano l'impiego sul mer-

cato della liquidità detenuta a vista per le esigenze del Gruppo e da saldi attivi di conto corrente connessi alla gestione degli incassi e dei pagamenti del Gruppo che confluiscono sui conti Eni. La scadenza media dei depositi in euro (67.653 milioni) è di 29 giorni e il tasso di interesse effettivo è -0,2890‰ la scadenza media dei depositi in dollari USA [€769 milioni) è di 2 giorni e il tasso di interesse effettivo è il 2,4269%.

6 | Attività finanziarie destinate al trading

相同的 . .	701B $\cdots$ $\cdots$	31.12.2017
Titoli quotati emessi da Stati Sovrani $\cdots$	763	688
Altri titoll
. $\cdots$ $ -$ . 5.100 ________ .		5.793

Le attività finanziarie destinate al trading costituiscono una riserva di liquidità strategica avente l'obiettivo di assicurare al Gruppo la necessarla flessibilità finanziaria in particolari situazioni di mercato, per far fronte a fabbisogni imprevista e per garantire adeguata elasticità ai programmi di sviluppo. L'attività di gestione di tale liquidità pun-

ta all'ottimizzazione del rendimento, nel rispetto di specifici limiti di rischio autorizzati, cun il vincolo di tutela del capitale e disponibilità immediata dei fondi. Le attività finanziarie destinate al trading comprendono operazioni di prestito titoli per €1,301 milioni (€845 milioni al 31 dicembre 2017].

L'analisi per valuta è la seguente.

[E milion]]	31.12.2017
. 4.108 Euro	4,024
. 1.547 Dollaro USA	1.014
365 Altre valute	755
$\cdots$ 6,100 ______ SAMP -----------	5.783

Di seguito l'analisi per emittente e la relativa classe di merito creditizio:

TITOLI OUDTATI EMESSI DA STATI SOVRANI
Tasso fisso
Italia	49O	496	Вав З	BBB
Corca del Sud	20	28	AaZ	AA.
Cile	컖	29	A1	A+
Danimarca	20	12	Аэл	AJM.
Біаррале	14	14	Λ1	Á۰
Messico	6		A3	$HR+$
Germania	4	4	Aaa	ለለለ
Spagna	2	s	Baa1	A
	582	597
Tasso variabile
Italia	92	98	Baa3	BBB
Glappane	29	26	A1	А÷
Germania	1B	16	Aas-	дбł
Finfandia	15	13	Aa1	AA+
Regno Livito	15	13	Aa2	$\Delta\theta$
Corea del Sud	Э	3	Aa2	AA
Stati Uniti d'America		z	Aaa	AA+
	179	171
Totale tituli quotati emeesi da Stati Sovrani	771	768
ALTRI TITOLI
Tasso fisse	1.610	1.564	da Aa2 a Baa3	do AA a BBB-
Titoll quotati emessi da imprese invustriali	1.198	1.196	EssBa EeA ab	da AA- a E9B-
7ttoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi Altri titoli	51	48	da A1 a Baa3	da A+ a BBB.
	2.859	2.808
Tasso variablic
Titoli quotati emessi da imprese industriali	1.550	1.441	da Anala Baa3	da AAA a BBB-
Titoli quotati emessi da Istituti finanziari e assicurativi	952	941	Ses&s SeAeb	da AA a BBB I
Akri titoli	15B	142	da Aa 3 a Bao 3	фа ДА- в ВВВ-
	2.560	2.524
Totale Aftri fitoli	5.519	5,332
	6.290	6,100
Totale Attività finanziarie destinate al trading

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value și rinvia a quanto indicato alla nota n. 25 - Garanzie, impegni e rischi.

E.

$83942$ fto

7 : Crediți commerciali e altri crediti

Al 1" gennaio 2018 gli effetti dell'applicazione dell'IFRS 9 sono i seguenti:

		픃
r e inilloni) $\mathbf{r}$ Valore al 31.12.2017	5.111	776
Modifica dei criteri contabili (IPRS 9)	139
Valore al 01.01.2018 -------------------------------------- .	5.072	27 F .

L'applicazione dell'IFRS 9 ha determinato l'incremento del fondo svalutazione crediti di E39 milioni in applicazione della metodologia dell'expected loss model.

Maggiori informazioni sull'applicazione degli :FR\$ 9 e IFRS 15 sono riportate aflo nota n. 3 - Modifica dei criteri contabili. ? crediti commerciali e altri crediti si analizzano come segue:

$\frac{1}{2}$ . The contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of t

{E miltoni]	31.12.2017
$\cdots$ 4.928 Crediti commerciali	5.111
150 Crediti verso partner per attività di esplarazione e produzione	157
Anticips al personale	38
Acconti per servizi e forniture 14
Erediti per attività di disinvestimento
439 Erediti verso altri	557
5.574 _________ ------------------------------------	5,887

i crediti commerciali, generalmente, sono infruttiferi e prevedono termini di pagamento entro i 120 giorni. I crediti commerciali riguardano essenzialmente crediti derivanti dalla cessione di gas naturale e di energia elettrica e dalla vendita di prodotti petroliferi.

Al 31 dicembre 2018 sono state poste in essere operazioni di cessione pro-soluto di crediti commerciali con scadenza 2019 per €579 milioni (€681 milioni nel 2017 con scadenza 2018). Le cessioni riguardano crediti commerciali refativi a Gas & Power (€378 milioni) e Refining & Marketing [£201 milioni].

i crediti verso altri di €439 milioni includono essenzialmente: (i) i crediti verso imprese controllate incluse nel consolidato IVA [€257

milioni); (ii) il credito residuo verso Eni insurance DAC (E96 milioni] per l'indennizzo relativo all'incidente occorso a dicembre 2015 sull'impianto Est presso la raffinerla di Sannazzaro; (iii) i crediti per il regolamento di rapporti patrimoniali con imprese controllate incluse nel conselidato fiscale (£22 milioni).

l crediti commerciali e oltri crediti in moneta diversa dall'euro sono pari a £608 milioni.

L'esposizione al rischio di credito e le perdite attese relative a crediti commerciali e attri crediti è stata elaborato sulla base di rating interni come segue:

(C milioni)
Clientela business	222	1.722	354	220	2.573
Rubbliche Amministrazioni					15
Akre controparti	181		63	104	340
Imprese controllate	2.925				2.925
Valore lordo al 31 dicembre 2018.	3.383	1.791	420	327	5.861
Fondo svalutazione		12	-29)	2561	(282)
Valore netto al 31 dicembre 2018	3.383	1.729	391	71	5.574
Expected loss (X al netto dei fattori di mitigazione del rischio controparte)	$\cdot$ = $\cdot$	0.17%	262 L	B1.27%

Eni distingue le esposizioni creditizie derivanti da rapporti commerciali e diversi in funzione della presenza di un processo di affidamento individuale o comunque di una specifica valutazione del rischio controparte, în particolare, per le controparti oggetto di un processo di

affidamento individuale, la probabilità di defaurt è calcolata sulla base di un rating interno definito tenendo conto di. [i] analisi specialistiche della situazione patrimoniale, finanziaria ed economica dei clienti corrente e prospettica; [ii] rapporti commerciali e amministrativi

$83942 + 1$

Contract Contract Contract

in 11 in 11

pregressi (regolarità dei pagamenti, presenza di elementi mitiganti il rischio, ecc.); [iii] eventuali ulteriori informazioni qualitative raccolte dalle funzioni commerciali dei singoli business e da info-provider specialistici; [iv] eventuali clausole contrattuali specifiche a tutela del credito; (v) andamento del settore di riferimento; (vi) rischio paese che considera le probabilità di accadimento su un orizzonte temporale di medio termine di eventi relativi al contesto operativo del creditore che possono compromettere la capacità di adempiere l'obbligazione verso Eni. I rating interni e i corrispondenti livelli di probabilità di default sono aggiornati tramite analisi di back-testing e valutazioni sulla rischtusità del portafoglio correnti e forward looking. La foss given defauit di questi clienti è stimata dai business Eni sulla base dell'esperienza storica di recupero dei crediti commerciali: per i clienti in defau-It sono utilizzate stime basate sull'esperienza del recupero crediti in contenzioso o in ristrutturazione.

Per le controparti pubbliche amministrazioni la probabilità di default, rappresentata essenzialmente dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione del WACC per l'impairment degll asset non finanziari.

Per le controparti non oggetto di un processo di affidamento individuale l'expected loss è determinata, per cluster omogenei, sulla base di un modello generico che sintetizza in un unico parametro (cd. ratio di expected loss] i valori della probabilità di defualt e della capacità di recupero (loss given default) avuto riguardo ai dati storici di recupero dei crediti dalla società, sistematicamente aggiornati, integrati, ove appropriato, di considerazioni prospettiche in merito all'evoluzione del rischio di insulvenza,

l crediti commerciali e altri crediti sono esposti al netto del fando svalutazione crediti di €287 milioni:

(£ miliani)	. Cradiți commerciali e altri crediți
Fondo avalutazione al 31.12.2017 $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$	242
Modifica criteri contabili [tFRS 9]
Fondo svatutazione al 1.01.2018	281
Accantonamenti su crediti in bonis-	32
Accontengment) su crediti in default
Utilizzi su crediti in bonis	[6]
Utilizzi su crediti în default	$\frac{[24]}{[24]}$
Fondo avalutazione al 31.12.2018	287
Fondo svelutazione al 31.12.2016	1.256
Accantonamenti	159
Utilizzi	(90)
Effetto conferimento Enligas e luce SpA.	(1.003)
Fondo svelutazione al 31.12.2017	242

Il fondo svalutazione crediti è stato stanziato tenendo conto degli strumenti di attenuazione del rischio (initiganti), in particolare dei crediti classificati nel rischio medio della Refining & Marketing.

delle perdite su crediti precedentemente svalutati (£20 milloni).

Gli accantonamenti netti rifevati a conto economico sono partia 626 milioni [6153 milioni nel 2017]. L'accantonamento netto al fondo svalutazione crediti commerciali e altri crediti in default comprende l'effetto

Con riferimento al valore dei crediti dell'esercizio 2017 posto a confronto definiti secondo i criteri di volutazione in essere anteriormente all'entrata in vigore dell'IFRS 9 'Strumenti finanziari", di seguito è riportata l'analisi dell'ageing 2017 dei crediti commerciali e degli altri crediti;

	Crediti	31.12.2017 Altri :
(Emilioni) . $\cdots$	commerciall	crediti	Totale
Crediti non scaduti e non svolutati	4.861	75B	5.619
Crediti svalutati al netto del fondo svalutezione	29		79
Crediti scachiti e non svalutati.
- da D a 3 mesi	tЮ
- da 3 a 6 mesi	14
$-4n 5a 12$ mes-
- altre 12 mesi $\cdots$	34
	171	19
	5.111	776

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

condizioni di remunerazione.

I crediti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti et parti correlate.

$33942$ $[172]$

8 : Rimanenze e Rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo

$\left(\frac{c}{2}\frac{m\left(\frac{1}{2}\right)}{m}\right)$ Materie prime, sussidiarie e di consumo		91.12.2017
Materiali per attività di perforazione e manutenzione degli impianti e infrastrutture	24
Prodotti in corso di tavorazione e semilavorati e lavori in corso su ordinazione.
Prodoții finiți e prezei	93.	852
Certilicati bianchi
the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of	1 17 1	. 389

Le rimanenze di matorie prime sussidiarie e di consumo di €124 milioni sono costituite da gregge.

I prodotti finiti e merci sono costituiti da prodotti petroliferi (£461milioni) e da gos naturale depositato principalmente presso Stoccaggi Gas Italia SpA (£421 milioni) e di GNL depositato presso il tesminale di Zeebrugge e su navi viaggianti (€51 milioni).

Le rimanenze di magazzino per €95 milioni sono a garanzia dell'esposizione potenziale di bilanciamento nei confronti di Snam Rete Gas SoA.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione di E189 milioni (£22 milioni al 31 dicembre 2017) come di seguito indicato:

({milioni) $\cdots$ ------------------------------------	31.12.2017
Valore Iniziale - Rimanenze correnti
Accantonamenti
Valore (inale - Bimanonze correnti	$- - - - - -$
the company of the company of the company of the contract of the company of the company of the company of the

Gli accantonamenti operati al fondo svafutazione nel 2018 derivano essenzialmente dall'adeguamento del valore di iscrizione delle rimanenze di greggio e di prodotti petrolifori ai prozzi di fine periodo, considerata la rapida discesa delle quotazioni internazionali avvenuta nella parte finale del 2018.

le rimanenze immobilizzate - scorte d'obbligo di €1.200 milioni [€1.297 malioni al 31 dicembre 2017] includono 3,37 milioni di connellate di greggi

e prodotti petroliferi a fronte dell'obbligo di cui al DL n. 249 del 31 dicembre 2012, in attuazione della Direttiva 2009/119/CE. La misura è determinata annualmente dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Le scorte d'abbligo si riducono di E97 milioni per effetto principalmente dell'andamento della dinamica dei prezzi.

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 25 - Garanzie, impegni e rischi.

9¹ Attività e Passività per imposte

			31.12.2017
(Casilloni)			Artività :	Passività
Imposte sul reddito corranti:
- IPES			14
Addizionale IRES Legge n. 7/2009
- IRAP
- Erediti per istanza di rimborso IRES Legge n. 2/2009.
- Altre imposte sul reddita			12
			\$9
Altre Imposte correnti:
- Accise e Imposte di consumo		376	30	457
- IVA		202	182	191
- Royalty su idrocarburi estratti		152		114
- Ritenute IRPEF su lavoro dipendente		32		32
- Altro imposte e tasse			55	15
	204	7R)	267	809

$83942[73$

10 Altre attività

			83942	M. $\frac{1}{2}$ 173
10 Altre attività
[f.milioni]			31.12.2017 Correnti	Non Correntl
Fair value su strvinonti doanziari derivati	8 BE	192	533	205
Altre attività	122	323	160	276
	1,013	565	693	481
				×,

Il fair value degli strumenti finanziari derivati correnti e non correnti è commentato alla nota n. 22 - Strumenti finanziari derivati.

Le altre attività comprendono: (i) gli anticipi relativi alla capacità di trasporto pluriennale di cui Eni è titolare in corrispondenza dei punti di mterconnessione con gasdotti esteri il cui utilizzo è differibile nel tempo ai sensi della 3elibera 666/2017/R/GAS (cd. reshuffling) €112 milioni (€34 milioni nel 2017); (ir) i crediti di imposto a lungo termine chiesti a rimborso 680 milioni (stesso importo al 31 dicembre 2012); (iii) i depositi

cauzionali verso fornitori €38 milioni (€\$4 milioni nel 2012); (iv) il costo d'iscrizione del gas prepagato in esercizi precedenti per effetto della clauscia take-or-pay dei contratti di fornitura long-term, i cui volumi sottostanti Eni prevede di ritirare oltre i 12 mesi per E26 milioni (E63 milioni entro 12 mesi e 556 milioni oltre 12 mesi al 31 dicembre 2017);

? rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n.32 - Rapporti con parti correlate.

11 | Immobili, impienti e macchineri

[E milioni]	fassani e Fabbricati	: Pozzi, Impianti e macchinari E82°	Aler Implant macebinar	Commencial littezzatur Industriali	Altri beni	esplaradive apprelessing Attività 됴	acconti mmobilizzatont In cargo	mmuhAltzaponi In	Total o
2019
Valore iniziale netto	664	2.475	1.726	153	49	337	795	979	7.176
Operazioni straordinario	${A}$		(2)						(6)
Investimenti	z		23	12	12		441	513	1.003
Ammortainenti	[11]	(336)	[187]	[19]	(14)				[587]
Riprese di valore (svalutazioni) nette	$[2]$	144	[35]				[16]	[104]	$\left( 13\right)$
Radiazioni								$\left[ 1\right]$	$\left( 1\right)$
Trasferimenti	24	328	134			(50)	(279)	[164]
Altre varjazjoni e differenze cambio de conversiono		(29)					34		5
Valore finale netto	653	2.582	1.659	152		287	975	1.223	7.679
Valore finale iordo	2.103	13.604	10.553	599	664	302	1,002	1,449	30,356
Fondo ammortamento e svaturazione	1.450	11022	8.894	447	616	15	107	226	22.777
2017
Valora iniziale netto	671	2,639	1.718	15B	59	697	1.083	1.021	8.046
Operazioni straordinarie	$\left[ 3 \right]$		14)						(7)
Investimenti			32		g		348	339	738
Ammortamenti	(30)	[411]	(100)	(17)	(18)				(656)
Riprese di valore (svalutazioni) nette	$\mathfrak{g}$	01	(14)		14)	(15)	а	(167)	[111]
Radiazioni		[3]					$[1]$	$\mathbf{E}$	ИŴ
Oismissioni	(1)	(4)	(1)						ſ6΄
Frasferimenti	28	229	175				[188]	[249]
Akre variazioni e differenze cambio da conversione		(56)				[345]	(456)	36	(Fil
l alore finale netto	664	2.475	1,726	153	49	337	295	979	7.178
valore finale kordo	2.074	13,370	10.267	583	549	352	888	1262	28,445
Fondo ammortamento e svalutazione	1.410	10.095	B.541	430	600	15	93	2H3	55385

مسي وبالمراجع

$$
\rightarrow 3.9\,4.2\,\mathrm{|\mathfrak{X}\mathfrak{l}|}
$$

Gli investimenti di €1.003 milioni riguardano essenzialmente: (a) la Refining & Marketing (€522 milioni) in relazione: {i] all'attività di raffinazione e logistica, principalmente per il ripristino dell'impianto EST a Sannazzaro, il mantenimento dell'affidabilità degli impianti, della conversione del sistema di raffinazione, nonché gli interventi in materia di salute, sicurezza e ambiente; (ii) all'attività di marketing, per obblight di legge e stay in business della rete di distribuzione di prodotti petroliferi; (b) la Exploration & Production [0446 milioni] e sono relativi principalmente alle attività di sviluppo di nuovi progetti

e hanno riguardato in particolare: [i] il proseguimento dello attività di presviluppo condotte in Mozambico dalla joint operation Mozambique. Rovums Venture SpA; [ii] l'ottimizzazione di giacimenti in produzione actraverso interventi sui pozzi (Barbara e Cervia); [iii] l'avanzamento del programma di perforazione, allacciamento e adeguamento degli impianti di produzione in Val d'Agri; [c] la Cosporate (€35 milioni) principaimente per migliorie apportate alle sedi di proprietà o in locazione. I principali coefficienti di ammortamento adottati sono compresi nei seguenti intervalii:

(% annua)
Fabbricati		346
Pozzi e impianti di sfruttamento	Aliguota UOP
Impianti specifici di raffineria e logistica		$5,5 - 15$
Impianti specifici di distribuzione		442.5
Altri impianti e macchinari		4.25
Attrezzature industriali e commerciali		235
Altri bení		12.25

Le informazioni sulle metodologie utilizzate per la determinazione delle riprese di valore [svalutazioni] nette e la relativa analisi per settore di attività sono indicate alla nota n. 13 - Riprese di valore (svalotazioni) nette di attività materiali e immateriali.

ni negative di €29 milioni per effetto della revisione delle stime dei costi per abbandono e ripristino siti, dovuta alla verlazione dei tassi di sconto, del timing degli esborsi e all'aggiornamento delle stime costi.

Le altre variazioni di €5 milioni si riferiscono essenzialmente alle differenze cambio di conversione per €33 milioni compensate dalle variazioDi seguito le informazioni relative alla stratificazione dei pozzi sospesi in attesa dell'esito ("ageing") e i progetti ai quali si riferiscono:

			2017
			$[6 \text{ million}]$	Murnera pazzi In guota Eni)
Costi capitalizzati e sospesi di perforazione esplorativa
- fino a 3 anni		0.50	186	4,10
- oltre 3 anni.	197	6.56	63	1,80
	202	7.06	251	5,90
Costi capitalizzati di pozzi sospesi
- progetti con pozzi perforati negli ultimi 12 mosì		0.50
- progetti per i quali l'attività di dellneazione è in corso
- progetti con scoperte commerciali che procedono verso il sanzionamento	197	6.56	251	5,90
	202	7.05	251	5,90

Il tasso d'interesse utilizzato per la capitalizzazione degli oneri finenziari è dell'1,27% (2,3% al 31 dicembre 2012). Gli oneri finanziari capitalizzati ammontano a E30 milioni. I contributi pubblici portosi o decremento degli immobili, impianti e macchinori ammontano a €112 milioni.

					839
12 Attività immateriali
	Concession), ficanze, marchi e dritti simili	di utilizzazione delle opere doll'ingegno ndustriale e diritti Dirittit di brovestin	in corso e accomi Immobilizzazion	Aftre attività Immateriali	Attīvitā immateriali vita utile definita	ktivka immateriali a vita udie indefinite: Goodwall	Tatale .	ă $\Rightarrow$ ÷. š
(€ miliani) 31.12.2018
Valore iniziale netto	20	198	13	37	178	17	195 -
Investimenti		26	9		35		35
Ammortamenti		(44)		(3)	(40)		-48]
Aftre veriazioni	{2}	10	$\left( \underline{10}\right)$		[2]		$\left( 2\right)$
Yalore finale natto	17	100	12 .	34	163	17	$\underline{180}$
Valore finale terdo	365	1.129	12	619	2.145	94	2.239
Fondo aramartamento e svalutazione	96B	1.029		585	1.982	77	2.059
31.12.2017
Valore iniziale netto	22	235	44	64	365	940	1.205
Operazioni straordinarie		(12)	$[18]$	[18]	(153)	(623)	(976)
Investimentl		14	21		35		35
Ammortamenti	$[2]$	(59)		(10)	(71)		$\frac{1}{2}$
Altre variazioni		35	[34]	1	2		z
Valore finale netto	20	108	竺	37	178	17	195
Valore finale lordo	3B5	1.094	$\overline{13}$	620	2.112	94	2,206
Fondo ammortamento e svalutazione	385	986		\$83	1,934	77	2.011

Le concessioni, licenze, marchi e diritti simili di £17 milioni riguardano essenzialmente i diritti minerari relativi alle concessioni di glacimenti. Le concessioni sono ammortizzate principalmente con il metodo dell'unità di prodotto [UOP] a decorrere dall'esercizio in cui ha inszio la produzione.

i diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno di €100 milioni riguardano essenzialmente i costi di acquisizione e di sviluppo interno di software a supporto delle aree di business e di staff e l'diritti di utilizzazione di processi produttivi di raffineria. I coefficienti di ammortamento adottati sono compresi in un intervallo che va dai 12,5% ai 33%.

Le immobilizzazioni in corso e acconti di £12 milioni riguardano essenzialmente i costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business.

Le altre attività immateriali di E34 milioni si riferiscono principalmente alle somme riconosciute alla Regione dasilicata e alla Regione Emilia Romagna - Provincia/Comune di Ravenna, al netto dell'ammortamento effettuato con il metodo UOP, sulla base degli accordiattuativi connessi a interventi di social project realizzati da Eni eassociati all'attività della Exploration & Production nelle aree della Val d'Agri e dell'Alto Adriatico (€32 milioni).

Gli investimenti di €35 milioni (stesso ammontare al 31 dicembre 2017) si riferlecono essenzialmente ai costi sostenuti per lo sviluppo di software a supporto delle aree di business e staff.

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

ş

13 Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali

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

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

Il VIU delle CGB è determinato attualizzando i flussi di cassa attesi derivanti dall'uso e, se significativi e ragionevolmente determinabili, dalla cessione al termine della vita utile. I flussi di cassa sono determinati sulla base delle migliori informazioni disponibili al momento della stima desumibili: [i] per i primi quattro anni della stima, dal piano industriate quadriennale approvato dalla Direzione Aziendale contenente le previsioni in ordine ai volumi di produzione e vendita, ai profili delle riserve, agli investimenti, ai costi operativi e ai margini e agli assetti industriali e commerciali, nonché all'andamento delle principali voriabili monetarie, inflazione, tassi di interesse nominali e tassi di cambio; [ii] per gli anni successivi al quarto, tenuto conto delle ipotesi sull'evoluzione di lungo termine delle principali variabili macroeconomiche adottate dal management (tassi di inflazione, prezzo del petrolio, ecc.) si assumono projezioni dei flussi di cassa basate: a) per le CGU Dil & Gas, sulla vita residua delle riserve e le associate proiezioni di costi operativi e Investimenti di sviluppo; b] per le CGU della Refining & Marketing, sulla vita economico-tecnica degli impianti e le associate proiezioni normalizzate di costi operativi e investimenti di mantenimento; (iil) per quanto riguarda i prezzi delle commodisy, il management assume la scenario prezzi adottato per le projezioni economico finanziarie del piano industriale quadriennate e per la valutazione a vita intera degli investimenti. In particolare, per i flussi di cassa associati al greggio, al gas naturale e ai prodotti petrolifori (e a quefli da essi derivati), lo scenario prezzi è oggetto di opprovazione da parte del Consiglio di Amministrazione e si basa sulle ipotesi relative all'evoluzione dei fondamentali e, nel breve-medio termine, considera anche le previsioni degli analisti e sempre confrontate con il consensus e, laddove ci sia un sufficiente livello di liquidità ed affidabilità, sulla rilevazione dei prezzi a termine desumibile dal mercato.

ll valore d'uso è determinato attualizzando i flussi di cassa al netto delle imposte al tasso che carrisponde per la Exploration & Production e la Sefining & Marketing al costo medio ponderato del capitale di Eni [weighted average cost of capital - "WACC"]. Il riferimento a flussi di cassa e a tassi di sconto all netto delle imposte è adottato in quanto produce risultati sostanzialmente equivatenti a quelli derivanti da una valutazione ante imposte.

Alla data di riferimento delle volutazioni di recuperabilità delle attività fisse di Eni, il quadro degli impairment indicator di origine esogena si presentava sostanzialmente stabile rispetto a quello che ha fatto da curnice alle valutazioni del 2017.

Nello parte finale del 2018 il prezzo del Brent ha registrato una significativa inversione di tendenza a causa del rallentamento della crescita economica, del ritorno dell'oversupplu e delle incertezze dovute all'evoluzione della disputa commerciale tra USA e Cina, alla Brexit e alle crisi locali. Nonostante la correzione dei prezzi da circa 80 S/barile a 60 \$/harile, sulla base dell'analisi dei fondamentali a medio-lungo termine che sostengono la continua crescita della domanda e della volontà dei poncipali produttori di mantenere i mercati in equilibrio, il management, anche sulla base della view di mercato di analisti finanziari e istituti specializzati, ha confermato il prezzo di lungo termine del marker Brent a 70 \$/barile in moneta reale 2022, sostanzialmente in linea con l'assunzione del bilancio 2017, sulla cui base sono state eseguite le valutazioni del bilancio 2018 e la proiezioni economico-fi-. nonziarie del piano 2019-2022. I prezzi del gas in Europa sono previsti su valori più elevati rispetto al piano precedente per effetto di un mlgliore bilanciamento tra domanda e offerta sostenuto dal declino delle produzioni continentali e dal "phase-out" di centrali termoelertriche atimentate a carbone/nucleare. Il margine indicatore della redditività dell'attività di raffinazione SERM è stato confermato nel lungo termine a circa 5 \$/barile in considerazione delle attese di continua pressione competitiva în Europa da parte di stream di prodotto più conveniente Importati da USA e Medio Oriente, i cui effetti saranno mitigati dalla più stringente nurmativa sul contenuto di zolfo del carburante per il trasporto marittimo a partire del 2020.

II WACC adjusted, per considerare il rischio paese, 2018 del Gruppo Eni pari al 7,3%, dal quale sono derivati i WACE adjusted utilizzati nel calcolo del vatore d'uso delle C60 0il & Gas e raffinazione, ha registrato un incremento di mezzo punto percentuale rispetto al 2017 per effetto principalmente dalla previsione di rialzo dei rendimenti dei titoli risk-free che la metodologia Eni aggancia ai titoli di Stato Italia a dieci anni. In porticolare i WACC adjusted utilizzati per l'impairment delle attività upstream e downstream Italia sono: [i] 6,2% per la Exploration & Preduction [5,3% nel 2012); (ii) 6,3% per la Refining & Marketing (5,6% nel 2012).

Per effetto del quadro degli impairment indicator e del WACC adjusted. sopra rappresentati, nel 2018 sono state rilevate svalutazioni nette di attività materiaii pari a €13 milioni che hanno riguardato principalmente Refining & Marketing ed Exploration & Production. In particolare le svalutazioni rifevate nella Refining & Marketing di E141 milioni riguardano principalmente gli investimenti dell'anno per compliance e stou-in-business relativi a CGU svalutote in esercizi precedenti delle quali è stata confermata l'assenza di prospettive di redditività. In particolare sono stati svalutati i nuovi investimenti effettuati sugli impianti di raffinazione (E124 milioni) e sulla rete autostradole (E12 milioni).

Le riprese di valore nette della Exploration & Production di £128 milioni riguardano le rivalutazioni relative ad alcuni impianti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi situati nell'offshore adriatico dovute principalmente alla revisione della scenario dei prezzi della commodity gas naturale [€152 milioni], parzialmente compensate dalle svalutazioni di progetti di sfruttamento di giacimenti di idrocarburi situati nell'on-shore dell'Italia centrale dovute principalmente alla revisione del profilo delle riserve di idrocarburi (€24 milioni).

Interventi sul capitele e acquisizioni	22B			728	. A51			1.848
Eessioni e cenferimenti					'571'	'131'		(702)
Rettifiche di valore	(1.142)	ʻ±51		1,161	(283)	f84)		[367]
Alize variazioni			'101	10
Yalore finale	40.348	1.548	18	41, 914	40.762	1.563		42.337 .
Valore Snale Igrdo	61.213	-655	18	62.8B6	60.485	1.655	12	62.152
Fondo svalutazione	20,865	107		20.972	12.723			19.815

14 Partecipazioni

Modifiche dei criteri contabili (IFRS 9)

Volore iniziale netto riesposto

Operazioni straordinarie

{€ mitjoni]
Yalore fotzlate

蠿

$83942$
$778$

Le partecipazioni sono diminuite di €423 milioni per effetto delle variazioni indicate nella tabella seguente:

[E miliani]
Partecipazioni al 31 dicembre 2017	42.337
Prima applicazione IFRS 9
EMITTENT TITOLI SpA (in liquidazione)	10
BANCA UBAE SpA	4
Porto Intermodale Ravonna Società por Aziani S.A.P.SR.	4
SIMEST ScA	z
	50
Partecipazioni al 1º genanio 2018	42.357
Incremento per:
Interventi sul capitale	349
Eni international BV	211
Syndial SpA	98
Rafficieria di Gera SpA	44
Eni Petroleum Calinc
Eni Mozambico SpA	20 7
Agenzia Giornatistica Italia SpA	729
Acquisizioni
Eni New Energy SpA	$14$
	14
Riprese di valore
LNS Shipping SpA	57.
Floaters SpA	İΒ S
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	77
Occremento per
Liquidazione
EMITTENII TITOLI Spa (in liquidazione)	$[10]$ (10)
Rimborsi di capitalo	(15)
Floorers SpA	(15)
Svalutazioni	(475)
Enil Investments Plc	(25B)
Versalis SuA	[202]
Syndial SpA	$[124]$
Raffinana di Gelo SpA	[102]
Enj Perroteum Colloc	[27]
EniProgetti SpA	[15]
Unión Fenosa Gas SA	[8]
Servîzî Aereî SpA	$\overline{[7]}$
Agenzia Glornalistica italia SpA
Eni Mozambico SpA	$\left[\frac{4}{3}\right]$ $[4] % \includegraphics[width=0.9\columnwidth]{figures/fig_4} \caption{A graph shows a function of the number of times. The number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the number of times, the$
Eni New Energy SpA
Ent Adfin SpA [in liquidazione]	间.
Società Petrolifera Italiana SpA	例
Altre minori	(1)
	(1.234)
Variazione fair value partecipazioni minoritarle
BANCA UBAE SpA	(4)
	$\begin{array}{c} \boxed{4} \end{array}$
Partecipazioni al 31 dicembre 2018	41.914

╱

$83942$ $+7$

			8394			ς
L'analisi delle partecipazioni in imprese controllate, collegate e joint venture con il raffronto tra il valore netto di iscrizione e il patrimonio netto è
indicata nella tabello seguente:
	Duoua X possedula 2019 H31.12	21.32.201 Saido netto	Saido netto al 31.12.2018	di patrimonio netto Valgre	rispetto alta volutzarana al patrimonio Differenza	È Anotheric 2D ID
[Emilioni]			ж.	$\blacksquare$
Partocipazioni fo:
Imprese controllate
Agenzia Giornalistica Italia SpA	100,000	5	₹	г
Ecofoel Spa Eni Adfin SpA (in liquidozione)	100.000	48	48	243	195
Sni Angola SpA	99,671 100,000	207 566	204 565	204 1.020	454
Eni Corporate University SpA	100,000	з	Е	4	1
Eni Energla SrJ	100,000
Eni Finance International SA	33,613	$\ddot{\phantom{0}}$ 604	$\cdots$ 604	847	243
Eni Fuel SpA	100,000	69	63	73	4
Ení gas e luce SpA	200,000	1.545	1.545	1.298	[려강
Eni Gas Transport Services Srf	100,000
Enil Insurance Designated Activity Company	100,000	500	,,, 500	œ 566	66
Eni International BY	100,000	28.113	28.462	32005	9.143
Eni International Resources Ltd	99,998			33	33
Eni Irwesonania Pic	99,999	4.292	3.821	3.111	(710)
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	100,000	50	52	53	2
Eni Mozambico Spa	100,000	8	24	žī,
En: New Energy SpA	100,000	20	30	90
Eni Petroleum Co Inc	63,857	1.209	1.151	762	(389)
EniPower SpA	100,000	914	914	870	(44)
EniProgerti SpA	100,000	62	35	35
EniServizi SpA	100,000	14	14	15	Ŧ
Enl Timer Leste SpA	100,000	6	5	6	1
Eni Trading & Shipping SpA	100,000	325	325	150	(175)
Eni West Africa SpA	100,000	Żī	31	21
Eni Zubair SpA [în lîquidazione]	100,000
Floaters SpA	100,000	246	249	249
teac SpA	100,000	24	24	49	25
LNG Shipping SpA	100,000	217	274	259	[15]
Raffineria di Gela SpA	100,000	26		(5)	(5)
Serfactoring SpA	49,000	з	э	12	9
Servizi Acrei SpA	100,000	59	51	壼
Servizi Fendo Bombole Metano SpA	100,000	14	14	14
Società Petrolifera Italiana SoA	99,964	14	11	11

أأوامل فعلوقا والمتلوث والمرادي والمتأور ووالملتجين بالرادي والأراوية والتربيع والمرادين المواقع الوادا العقل $\cdot$ $\cdot$ --------÷. $\cdots$ $\ddotsc$ $\ldots$ .

纂

segue (Elmiliani)	Duota % posseduta 31.12.2018	$= 133.12.2012$ Saido netto	31,12,2018 Saldo netto	patrimonio nerto e Septem	patrimonio netto papers napers ettelulevella ā
Partecipazioni in:
Impresa controllate
Syndial SpA (a)	99,999	215	224	224
Trans Tunisian Pipeline Company SpA	100,009	52	52	100	48
Versalis SpA	100,000	L.309	1.051	1,051
fotale imprese controllate		40.762	40.348
Imprese collegate e joint vonture
Norpipe Terminal Holdco Limited	14,200		$\cdots$		Δ
Moriconaust SpA	50,000		$\cdots$
Saipem SpAIK	30,542	1,199	1.199	1,228	29
Seram SpA	25,000
Transmed SpA	50,006	$\cdots$
Transmediterranean Pipeline Co Ltd	50,000	14	14	34	20
Unión Fenasa Gas SA	50,000	350	335	335
Totale imprese collegate e joint venture		1.563	1.548
		42.325	41.895

[5] E valure del patrimonio netto è n'ento al bilancio d'osembio della società

(b) La valuuzione di borsa el 31 dicembre 2018 | 83,265 per azione?, in quota Eni, ommonta e EL.CO8 mPioni

Sulle partecipazioni non sono costituite garanzie realiné vi sono attre restrizioni alla loro disponibilità. Non si è proceduto alla svalutazione o si è proceduto alla svalutazione solo nei limiti del valore non recuperabile, di aicune partecipazioni iscritte per un valore superiore al patrimonio netto, in particolare, la stima del maggior valore recuperabile rispetto a quella di libro è stata determinata per:

• Enl Trading & Shipping SpA, sulla base del valore dei flussi di cassa del piano quadriennale aziendale e, per gli anni successivi al quarto in base al metodo della perpetuity dell'ultimo anno di piano utilizzando un tasso di crescita in termini nominali pari a zero; il tasso di attualizzazione utilizzato è un WACC adjusted del G,1%:
• per le società appartenenti al settore Exploration & Production, sulla base del valore dei flussi di cassa prospettici associati allo sfruttamento delle riserve di idrocarburi ad esse ascrivibili. In particolare, il valore dei Russi di cassa è stato determinato con riferimento a: [i] i ricavi dalla produzione stimati applicando ai profili produttivi attesi gli scenari di mercato dei prezzi degii idrocarburi; [ii] le stime dei futuri costi di sviluppo, di estrazione, di smantellamento e ripristino degli impianti e dei costi generali specifici; [iii] la stima delle

imposte. I flussi di cassa sono stati attualizzati utilizzando un WACC adjusted compreso tra il 6,2% e il 16%:

per le restanti società, tutte appartenenti a Gas & Power, sulla base del piano quadriennale aziendale e della vita utile devli asset. Come tasso di attualizzazione è stato utilizzato un WACC adjusted compreso tra il 5,4% e il 9,3%; il WACC adjusted del settore Gas & Power, determinato considerando la rischiosità espressa dallo specifico settore da un campione di società comparabili, è rimasto sostanzialmente invariato rispetto al 2017.

Le informazioni in ordine alle imprese controllate, collegate e a controllo congiunto partecipate al 31 dicembre 2018, relative in particolare alle variazioni della quota di possesso e alle operazioni sul capitale intervenute nell'esercizio, sono indicate nell'allegato "Notizie sulle imprese controllate e collegate a partecipazione diretta di Eni SpAª che è parte integrante delle presenti note.

In applicazione dell'IFRS 9, le partecipazioni minoritarie sono state valutate al fair value in luogo del precedente ariterio del costo, determinando una rivalutazione di €20 milioni.

		31.17.2017
(E milioni) .		$\cdots \cdots \cdots \cdots$ Valore contabile	% di participazione .
Partecipazioni minoriterie
Banca UBAE Spa	5,39%		5,39%
Porto Insermodale Pavenna Sociotà per Azloni S.A.P.I.R.	3.08%		3,88%
SIMEST SpA	. 30%		1.30%
Altre	----
Totale

Di seguito il dettaglio delle "Partecipazioni minoritarie":

Per le informazioni sulle valutazioni al fair value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 25 – Garanzie, impegni e rischi.

【题】Altre attività finanziarie

				83942484
"!!!!! Altre attività finanziarie
			31.12.2017
[Emillon]]			Contenu	Hen Carranti
Crediti ripanziari strumentali ali'artività operativa	224	1.955	258	4.612
Crediti finanziari non strumentali all'attività operativa.	2,465		2.442
	2.689	1.955	2.700	4.812
Titoli strumentali all'attività operativa		20		20
	2,689	1.975	2,700	4.832

I crediti finanziari strumentali all'attività operativa riguardano essenzialmente i finanziamenti a lungo termine, comprensivi delle quote a breve termine, concessi alle società del Gruppo, in particolare verso Eni Finance International SA (£1,590 milioni) ed Eni gas e fuce SpA (£382 milioni). I crediti finanziari non strumentali all'attività operativo riguardano crediti a breve termine verso società controllate, in particolare verso Eni Finance International SA [£1.02B milioni], Versalis SpA (£440 milioni), Eni Trading & Shipping SpA (€232 milioni) e Raffineria di Gela SpA (€228 milioni).

Il fair value dei crediti finanziari strumentali ammonta a £2.238 mifioni ed è stimato sulla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione in euro compresi tra -0,37% e l'1,15% e in dollari compresi tra il 2,44% e il 2,7%.

Per la valutazione delle altre attività finanziarie a lungo termine è stata considerata la probabilità di default nei successivi 12 mesi non essendosi ravvisati significativi deterioramenti dei meriti di credito. l crediti finanziari verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 zz Repporti con parti correlate.

l crediti finanziari in moneta diversa dall'euro aramontano a €1.602 milloni. / crediti finanziari strumentali oll'attività operativa con scadenza oltre i 5 anni ammontano a €914 milloni (€41 milioni al 31 dicembre 2017).

Per le informazioni sulle valutazioni al falr value si rinvia a quanto indicato alla nota n. 25 - Garanzie, impegni e rischi.

16 Attività per imposte anticipate

Emilioni)		31.12.2017
Imposte sul reddito articipate IRES	1.129	1136
Imposte sul reddito differite IRES	(92)	[129]
Imposte sul reddito anticipate estere
and the contract company and company and company of the contract Imposte su? reddito anticipate IRAP	93	115
Imposte sul reccito differite IRAP	19	[Z]
Totals Enl SpA	1.136	1.124
imposte anticipate (differite) società in joint operation	33	28
the state of the state of the company of the state of the state of the state of the state of the state of the	1.169	1.152

$$
83942 \; [482
$$

La notura delle differenze temporanee che hanno determinato i crediti per imposte anticipate è la seguente:

	Valore al 31.12.2017	Increment	Decrementi	Tagradigan Operazioni	Attrovariazioni	talore al 51.12.2019
[Emiliani] Imposte differite.
differenze su attività materiali ed immateriali	[10]	$[13]$		f2)		[24]
-differenze su derivati	{63}				38	(25)
- altre	(56)	[14]	3O			[42]
	[131]	[27]	31	$\left[ 2\right]$	38	[91]
Imposte anticipate:
differenze su derivati
- fondi per rischi ed anori	1,303	202	(160)			1,337
- svalotazione su beni diversi da partecipazioni.	391	91	(57)			425
- differenze su artività materiali ed immateriali	406	22	(22)	2		308
-svalutazione crediti	69	17				86
- fondi per benetici ai dipendenti.	77	19	[15]		z	82
- perdita fiscale	1.852	120	(17)		(4)	1,961
modifica dei criteri contabili (IFRS 9)					10	10
- aitre	130	24	(54)			100
	4.238	495	(434)	5	₿	4.309
svatutazione imposte anticipate	(2.983)	(99]				(3.082)
	1.255	396	[434]	2	8	1,227
Totale Eni SpA	1.124	369	[403]		46	1.136
Imposte anticipate joint operation	32	6			${1}$	37
Imposte differire jaint aperation	(4)					[4]
Totale joint operation	28	Б			(1)	$\overline{33}$
	1.152	325	(403)		45	1.169

Le imposte anticipate nette di Eni SpA €1.169 milioni risentono della valutazione svolta del management circa la probabilità di recupero di tali attività considerando le stime dei redditi imponibili futuri, basate sulle previsioni del piano quadriennale approvato dal Consiglio di Amministrazione e, per gli anni successivi, sulle previsioni di imponibili derivanti dalle attività Exploration & Production italia. In considerazione delle prospettive di profittabilità delle attività italiane in funzione dello scenario di mercato è stata rilevata una svalutazione delle imposte anticipate per €99 milioni.

$\ddot{\phantom{a}}$

$\ddot{\phantom{a}}$

completed that the second contract of the second of the second contract of the second contract of the second contract of the second contract of the second contract of the second contract of the second contract of the secon

17 : Debiti commerciali e altri debiti.

Al 1° gennaio 2018 gli effetti dell'applicazione dell'IFRS 15 hanno riguardato la riclassifica ad altre passívità correnti degli acconti e anticipi da clienti per £282 milioni, Maggiori informazioni sull'applicazione degli (FRS 9 e IFRS 15 sono riportate alla noto n. 3 - Modifica dei criteri contabili.

(Bunikani) _________ Debiti commerciati	4.972	31.12.2017 5.254
Antropi da clienti		282
Acconti e anticipi da partner per attività di esplorazione e produzione	39	33
Debiti per attività di investimento	181	159
$\cdots$ Debiti verso altrl	440	.497
	5.632	6.225

I debiti commerciali di €4.972 milioni riguardano essenzialmente debiti verso fornitari [£2.653 milioni], debiti verso imprese controllate (€2.243 milioni) e debiti verso imprese collegate, joint venture e altre di gruppo (£76 milloni).

sociale (£166 milioni); (iii) i debiti verso controllate partecipanti al consolidato fiscale (£6 milioni) per la remunerazione dei relativi imponibili negativi.

La valutazione al fait value dei debiti commerciali e altri debiti non produce effetti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza.

I debiti verso altri di €440 milioni riguardano principalmente: (i) r debiti verso le società controllate per IVA di gruppo (E194 milioni); [ii] i debiti diversi verso il personale e verso istituti di previdenza

7 debiti verso parti correlate sono Indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

18 | Altre passività

			31.12.2017
[£ miliani]			Corranti
Fair value su strumenti finanziari derivati		160	505 .	-561 $ -$
Passività da contratti con clientela.	389			584
Attre passività	296		36.	196
	1.448	787	872	881

Il fair value degli strumenti finanziari derivati è commentato alla nota n. 22 - Strumenti finanziari derivati.

Le passività da contratti con la dientela comprendono la riclassifica al 1º gennaio 2018 dalla voce "Debiti commerciali e attri debiti" degli acconti e anticipi da clicati di €282 milioni in applicazione dell'IFRS 15 e riguardano essenzialmente: (i) le quote a breve e a lungo termine degli anticipi incassati dal cliente Engie SA (ex Suez) a fronte di forniture di lungo termine di gas ed energia elettrica rispettivamente per €66 milioni e €518 milioni (€68 milioni e €584 milioni nel 2017); [ii] i buoni carburante prepagati in circolazione (£167 milioni).

Le aftre possività comprendono essenzialmente; [i] gli anticipi a breve termine che la Joint operation Società Oleodotti Meridionali SpA ha ricevuto per il potenziamento delle infrastrutture del sistema di trasporto

del greggio alla Raffineria di Taranto [6204 milioni]; (ii) i rapporti con la Trans Tunisian Pipeline Company SpA per la cessione del contratto di capacità di trasporto sul gasdotto TMPE e la contestuale sottoscrizione di un contratto di trasporto (€39 milioni); [iii] i rapporti con Eni Gasi Transport Services 5A per la cessione dei contratti passivi di trasporto. con fransitgas AG sul tratto svizzero del gasdotto di importazione dall'Ofanda [£19 milioni]; (iv) la rinegoziazione con frans Austria Gasłeitung GmbH del contratto passivo di trasporto gas (€ 16 milioni).

I rapporti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporți con parti correlate.

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

19 | Passività finanziarie e analisi dell'indebitamento finanziario netto

Le passività finanziarie si analizzano come segue:

躑

						31.12.2017
					Passività finanziaria a breve	Quota a brave di passività finanziarie a lungo termine	Passiviti finanziarie a lungo	Totale
(C milioni)
Banche	139	678	2.660	3.477	223		3.082	4.028
Obbligazioni ordinarie		2.493	14.514	17.007		L.250.	14.993	16,243
Ossiigazioni convertibili			390	39U			307	387
Altre	4 ZAG		506	4 ANG	3.923		381	4.304
the state where the complete complete and contact the state of the complete and contact the complete state of the	4.435 $\cdots$	3.178	18.070	25.683	4.145	-973	13.843	24.962

L'analisi per scadenza defle passività finanziarie a lungo termine e delle quote a brove termine al 31 dicembre 2018 è la seguente:

(Cmirloni)		横峰 Art Lattermere : 2				Scedenza
Tipo	20L	2010	药精炼 adu. gan i tamab t				2023	1M r	而進 WOO. a kitigi ermini
Banche	4.028	3.477	817	510	341	393	829	587	2,660
Oboligazioni ordinarie:
- Euro Medium Term Notes 4,125%	1.516	1.517	1,517
- Euro Medium Term Notes 3,750%	1,217	1.216	13					1.203	1.203
Euro Medium Term Notes 4,250X	1.037	1.038	JŞ	999					999
- Euro Medium Term Notes 3,500%	1.032
- Euro Medium Term Notes 3,625%	1.027	1.027	33					944	994
- Euro Medium Term Notes 4,000%	1.019	1.019	20	999					999
- Euro Medium Term Notes 3,250%	1,008	1.009	16				993		993
- Euro Medium Term Notes 1,500%	1.007	1.008	14					994	994
Euro Medium Term Notes 0,625%	894	895	z					EPB	893
Euro Medium Term Notes 2,625%	BO1	802	À		000				BOD
Euro Medium Term Notes 1,625%	798	799	8					791	791
- Euro Medium Terro Notes 3,750%	763	764	764
- Euro Medium Term Notes 1,750%	257	75B	12					745	746
Euro Medium Term Notes 1,500%	754	755	11					744	744
· Euro Medium Term Notes 0,750%	700	201	3			598			698
- Euro Medium Jetm Notes 1.000%	649	652	5					547	647
- Euro Medium Term Notes 1,125%	594	595	z					593	593
- Band US 4,000%		875	11				864		BG4
- Band US 4,250 X		B74	13					861	861
Bund US 4,150%	37B	397	4	393					393
Band US 5,700%	292	306	4					30Z	302
	16.243	17.007	2.493	2.391	900	698	1.857	B.768	14.514
Obbligazioni convertibili:
- Band convertibile coulty linked	387	390				390			390
	387	390				390			390
Altri	4,304	4.BC9	4.303	387	119				506
	4.304	4.009	4.303	387	119				506
	24.962	25.683	7.613	3,288	1,260	1.4B1	2,686	9.355	18.070

tande Finnstia, ble modificatio

Eni ha stipulato con la Banca Europea per gli Investimenti accordi di finanziamento a lungo termine che prevedono il mantenimento di un rating minimo. Nel caso di perdita del rating minimo, gli accordi prevedono la facoltà per la Banca Europea per gli Investimenti di richiedere garanzie alternative accettabili per la stessa banca. Al 31 dicembre

2018 i debiti finanziari soggetti a queste clausole restrittive ammontavano a €1.287 milioni. Eni ha rispettato le condizioni concordate.

Nel corso del 2018 sono stati emessi due nuovi prestiti obbligazionari per un totale di €1.749 milioni.

L'analisi dei prestiti obbligazionari al 31 dicembre 2018 è di seguito indicata:

		Ĕ 송
	reminute importo	Ť di amissione ROPIESE Olsagelo ł	Totalg	Yaluta	Scadenz	a, Я
[E milioni]		₹ ö
Obbligazioni ordinarie:
- Euro Medium Team Nates	1.500	17	1.517	EUR	2019	4,125
- Euro Mediam Term Notes	1.200	16	1.216	EUR	2025	3,750
- Euro Medium Term Notes	1.000	38	1.038	EUR	2020	4,250
Euro Medium Torm Notes	1.000	27	1.027	EUR	2029	3,625
- Euro Mediem Temn Notes	1.000	19	1.019	EUR	2020	4,000
Euro Medium Term Notes	1,000	g	1.009	SUR	2023	3,250
- Euro Medium Torm Notes	1.000	B	1.008	ELFR	2026	1,500
- Euro Medium Term Notes	900	(5)	895	EUR	2024	0,625
Euro Medium Term Notes	800	2	802	EUR	2021	2,625
Euro Medium Term Notes	800	9	799	EUR $\cdots$	202B	1,625
Euro Medium Term Notes	750	14	264	EUR	2019	3,750
- Suro Medium Term Nates	750	8	758	FUR	2024	1,750
Euro Medium Term Notes	750	5	755	EUR	2027	1,500
- Euro Medium Term Notes	700	1	201	æл	2022	0.750
- Euro Medium Term Notes	650	2	652	ELIR	2025	1,000
Euro Medium Term Notes	603	(5)	595	ĒUR	2028	1,125
- Bond US	873	2	825	USD	2023	4,000
- Band US	823		B74	USD	2028	4,750
- Jond US	393	4	397	usd	2020	4,150
Bond US	305		306	USJ	2040	5,700
	15,844	163	12.007
Obbligazioni convertibili:
· Bond convertibile equity linked	400	[10]	390	ZUR	2022

Le obbligazioni ordinarie che scadono nei prossimi diciotto mesi ammontano a €4.336 milioni.

L'obbligazione convertibile di €390 milioni riguarda l'emissione avvenuta il 6 aprile 2016 di un prestito obbligazionario equity-finked cash-settled non diluitivo per un valore nominale complessivo pari a 6400 milioni, il cui valore di rimborso è legato al valore di mercato delle azioni Eni. Gli obbligazionisti potranno esercitare un diritto di conversione in determinati periodi e/o in presenza di determinati eventi, fermo restando che le obbfigazioni saranno regolate mediante cassa e che, pertonto, ne l'emissione né la conversione delle obbligazioni attribuiranno alcun diritto a ricevere azioni di Eni e, dunque, non avranno alcun effetto diluitivo per gli azionisti. Al fine di gestire l'esposizione al rischio di prezzo delle azioni Eni, sono state acquistate opzioni call sulle azioni Eni che saranno regglate su base netta per cassa [cd. cash-settled call options]. Le obbligazioni convertibili hanno scadenza a 6 anni e non prevedono contrattualmente la corresponsione di interessi. Le obbligazioni sono state emesse ad un prezzo pari al 100,5% del valore nominate e saranno rimborsate al valore nominale a scadenza, ove non precedentemente convertite o rimborsate anticipatamente, secondo i termini del regolamento. Il prezzo iniziale

di conversione delle obbligazioni è stato rissato o €17,6222 che include un premio del 35% rispetto al prezzo di riferimento delle azioni riferibile al momento dell'emissione pari ad €13,0535 e, determinato quale media aritmetica del prezzo giornaliero ponderato per i volumi di un'azione ordinaria defla Società sul Mercato Telematico Azionario in un periodo di sette, giorni consecutivi di memato aperto, a partire dal 7 aprile 2016. Il prestito obbligazionario convertibile è valutato al costo ammortizzato; l'opzione/difi. conversione, implicita negli strumenti finanziari emessi, e le opzioni, call sulle azioni Eni acquistate sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a cunto aconomico.

Le passività finanziarie verso altri di £4.809 milioni comprendono essenzialmente i rapporti di conto corrente e i depositi intrattenuti dalle societia del Gruppo presso Eni SpA, in particolare con la Sundial SpA [cff.934 fisilioni), Eni Trading & Shipping SpA [€960 milioni), Eni Finance International SA (€513 milloni), EniPower SpA (€279 milloni), LNG Shipping SpA (228 mifioni), Eni gas e luce SpA ${ \epsilon$ 179 milioni). Le convenzioni in essere al $31$ dicembre 2018 prevedono l'applicazione di un tasso nullo per i conti correnti; per i depositi in euro -0,2112% e 2,650% per i depositi in dallari USA.

$83942$ + $286$

Le passività finanziarie a lungo termine, comprensive della quota a breve, sono di seguito analizzate nella valuta in cui sono denominate e con Bindicazione del tasso medio ponderato di riferimento:

(Cmilioni) Estro	18.402	2.29%	31.12.2017 Passività finanziaria a lungo e quote a brove di passività linanziarle $\cdots$ 19.833	Tasso medio (1 2.32%
Oollaro USA	2.846	4.79%	93.	1.83%
$$ .	21.248		70.815

Al 31 dicembre 2018, Eni dispone di linee di credito a breve termine uncommitted non utilizzate per £12.355 milioni [£11.454 milioni al 31 dicembre 2017]. Eni dispone di linee di credito a lungo termine committed non utilizzate per €5,212 milioni (€5.800 milioni al 31 dicembre 2017); questi contratti prevedono interessi e commissioni di mancatoutilizzo in linea con le normali condizioni di mercato.

Al 31 dicembre 2018 non risultano inadempimenti di clausole contrattuali connesse a contratti di finanziamente.

La valutazione al fair value delle passività finanziarie a breve tersaine non produce effotti significativi considerato il breve periodo di tempo intercorrente tra il sorgere del debito e la sua scadenza e le condizioni di remunerazione.

Il fair value dei debiti finanziari a lungo termine, comprensivi della quota a breve termine, ammonta a £21.644 milioni e si analizza come segue:

[€ milionl] Obbligazioni ordinarie	17.428	31.12.2017 17.256
Obbligazioni convertibili Banche	399 3.301	410 3. BZD
Altri	515	384
_________	$- - - - - - - -$ 21,644	21.670

Il fair value è stato determinato sufla base del valore attuale dei flussi di cassa futuri adottando tassi di attualizzazione per l'euro compresi tra fi -0,37% e l'1,15% (tra lo 0,3815% e l'1,275% el 31 dicembre 2017). e per il dollaro USA compresi tra il 2,44% e il 2,85% (tra l'1,495% e il 2,5346% al 31 dicembre 2017). La gerarchia del fair value è di livello 2.

I debiti verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

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

	e Fizîn n			31.12.2017
	MonColemni	高額軸接	Correnti	Kan Correnti	Totale
9.654		9.654	6.214		5.214
6.100		6,100	5.793		5.793
15.754		15.754	12.007		12.007
2,465		2.465	2.442		2.442
139		139	223		223
Е7В	2.660	3.338	723	3.002	3.805
2.493	14.904	17.397	1.250	15.380	16.530
4.234		4.234	3.923		3.923
	506	506		381	381
GS.		69
7,613	18.070	25,683	6.119	18.B43	24.962
(10.606)	18.070	7.464	[0.330]	15.543	10.513
	$\mathbf{m}_{\mathcal{B}}$

(a) La vocé riguarda s'orediti (linenziari corremi non strumentali all'attività operativa.

Le attività finanziarie destinate al trading di €5.100 milioni (€5.793 milroni al 31 dicembre 2017) sono illustrate alla nota n. E - Attività finanziarie destinate al trading.

I crediti finanziari di €2.465 milioni (€2.442 milioni al 31 dicembre 2017] sono commentati alla nota n. 15 - Altre attività finanziarie.

$20$ ! Fondi per rischi e oneri

(Cmllruhi)	ũ	Tachi	長	unenzi rlachl Funda ā	ando eso# mobilità	ţ Senda 至 Ħ	Ē
Valore Iniziale al 31.12.2017	1.933	679	548	130	102	83	306	3.781
Rilevazione iniziale e variazioni di stimo	(29)							(29)
Oneri finanziari connessi al trascorrere del tempo	42							42
Accantonamenti	23	237	124			19	200	611
Utilizzi a fronte oneri	[60]	(167)	(26)	[10]	17)		158 ]	(428)
Utilizzi per esuberanza.		$^{[8]}$	(48)	(10)	[15]		122	(96)
Altre variazioni
Valore al 31.12.2018	1.909	742	598	110	80	102	342	3.903

Il fondo smantellamento e ripristino siti e social project di £1,909 milioni accoglie essenzialmente: (i) i costi che si presume di sostenere al termino dell'attività di produzione di idrocarburi per la chiusura mineraría dei pozzi, lo rimozione delle strutturo e il ripristino siti (€1.846 mifioni). Il tasso di attualizzazione utilizzato è compreso tra il -0,051% e il 3,2%; il periodo previsto degli esborsi è 2019-2067; (ii) la rilevazione di social project a fronte degli impegni assunti con la Regione Basilicata, la Regione Emilia Romagna, la Provincia e il Comune di Ravenna a seguito del programma di sviluppo petrolifero nell'area della Val d'Agri e dell'Alto Adriatico (€21 milioni).

Il fondo rischi e oneri ambientali di £742 milioni riguarda principalmente: (i) gli oneri ambientali a fronte delle garanzie rilasciate a Syndial SpA all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e in Singea SpA (€335 milioni); [ii] i rischi a fronte degli interventi di bonifica del suolo e del sottosuolo da attuare nelle stazioni di servizio (€153 milionl], negli impianti per l'estrazione di idrocarburi [€140 milioni], negli impianti di raffinazione (€32 milioni), nei depositi e negli impianti di produzione di lubrificanti (£32 milioni).

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

Il fondo rischi per contenziosi di €110 milioni accoglie gli oneri previsti a fronte di contenziosi in sede giudiziale e stragiudiziale, correlati a contestazioni contrattuali e procedimenti di natura commerciale, anche in sede arbitrale, sanzioni per procedimenti antitrust e di altra natura,

/l fondo esodí e mobilità lunga di £80 milioni è relativo allo stanziamento degli oneri a carico Eni nell'ambito di procedure di collocamento in mobilità del personale italiano, ai sensi della Legge 223/1991, nel biennio 2013. 2014 e nel biennio 2010-2011, in particulare, con riferimento al piano pri mobilità 2010-2011, è inclusa la stima degli oneni a carico Enitderivanti dall'altungamento del periodo di raggiungimento dei requisiti pensionistici introdotto dall'art. 24 del DL 201/2011 convertito con reodifiche in Legge 214/2011. Il fondo si riduce per effetto della progressiva inclusione degli ex dipendenti nell'ambito del provvedimenti normativi (dd)salvaguardie) che consentono il raggiungimento dei requisite pensionistici citti le regole precedenti a quelle introdotte dalla Legge 214/2011.

Il fondo oneri per cessione Agricoltura SpA di €102 milioni si riferisce agli oneri a fronte di garanzie rilasciate a Syndial SpA all'atto della cessione della partecipazione in Agricoltura SpA.

Gli altri fondi di €342 milioni comprendono essenzialmente: [i] gli oneri relativi ai contenziosi con l'Amministrazione Finanzioria (679 milioni); (ii) gli oneri sociali e il trattamento di fine rapporto connesso ai piani di incentivazione monetario differita, di lungo termine e azionaria (£38 milioni]; [iii] gli oneri per dismissione e ristrutturazione (£10 milioni); (iv) gli oneri relativi afla maggiorazione dei premi assicurativi che saranno liquidati nei prossimi cinque esercizi alla Mutua Assicurazione Gil Insurance Ltd a cui Eni partecipa insieme ad altre compagnie petrolifere (£21 milioni).

21 Fondi per benefici ai dipendenti

$\cdots$		31.12.2017
(£ milioni) Piani a benefici definiti: .	--------------
$\cdot$ TFR	169
- Pianí esterì a benefici definiti.		ופו
- Fisde e artri
---------------------------------------	24.	236
. Ahri fondi per benefici ai dipendenti	526	117
_________	370	353

Gli altri fondi per benefici ai dipendenti di £126 milioni riguardano essenzialmente gli incentivi monetari differiti per €109 milioni, i premidi anzianità per €10 milioni e i piani di incentivazione di lungo termine per €6 milioni.

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

		RA RA TA 2014							31.12.2017
[Emlinn]		efici definiti arteri Ē						definit benefici ā	Fisda e altri	benefici defi Totals pieni	benefici ai dip Akrl fondi per	Totale
Valore attuale dell'obbligazione all'inizio dell'esercizio	171	16				371	204	12	79	295	106	401
Costo corrente					31	ĴĴ			z	Ż	40	42
Interessi passivi						л	5		1
Rivalutazioni:		(3)			25	29	ſ41		[1]		2
[Utili] perdita attuoriali risultunti da variaziani nelle ipotesi demografiche		(1)				71)
- [Utili] perdite attuariali risultonti da variazioni nelle ipolesi finanziorie.					24	24	(3)			[3]	z	{2}
Effetto dell'esperienzo possolo		12)		5		ß	(1)	s	${1}$	2		2
Costo per prestazioni passate e {utili} pardite per estinzione											31	31
Benefici pagati	'Si	з	ſЭI	[11]	148)	[98]	$\left( 6\right)$		13 I	19)	(27)	[35]
Effetto aggregazioni skierulati, diskuissioni, trasferimenti							f 25°		(11)	(36)	1351	[71]
Altre variazioni						6
Valore ettuale dell'obbligazione alla fine dell'esercizio [a]	169	18	72	259	126	385	171	15	62	254	117	371
olstovětě a servizio del piano all'Inizio deli'esercizio		18		18		18		10		10		10
Rendimento delle attività a servizio dei giano				ÍŻ.		'21
Contributi al piano:
Contribusi del datore di lavoro
Benefici pagati		IЕI		ÍЭ.		וצו
A'tre varlazioni		6
Attività a servizio dei piano alla fine dell'esercizio (b).		20		20		20		18		18		18
Massimale di attività/passività onarosa all'inizio dell'esorcizio
Modifiche nel massimale di attività/passività onerosal		ς
Massimale di ettività/passività onerosa alla fine dell'esercizio (c)
Passività netta dievata in bilancio (a-b+c).	168		72	744	126	370	171	[2]	67	236	117	353

$33942 | 189$

01

Ϊg in

i.

					33942
l costi relativi alle passività per benetici verso i dipendenti, vafutati utilizzando ipotesi attuariali, rilevati a conto economico si analizzano come segue:
[firmilioni] 2018	TFR	Piani esteri a benetici definiti	Nsde e altri	Internation . SA ANDROID, ANDEROGANI	Sibramia
Costo corrente			1		31	33
Costo per prestazioni possate e (utili) pordite per estinzione
Interessi passivi (attivi) netti;
di cui rilevato nel "Costo lavara"
. di cui rilevato nel "Proventi (oneri) finanziari"	я
Rivalutazioni dei piani a tungo termino					25	25
Tatale					56	62
di cui rilevato nel "Costo kivoro"					55	56
- di cul rifevata nei "Provemi (oneri) finanzion"	3.
2017
Costo correnta					40	42
Costo per prestazioni passate e [urifi] perdite per estinziono					Ξi	31
Interessi eassivi (ottivi) petti:
-di cui rilevoto nel "Eosto lovaro".
di cui rilevato nei "Proventi [oneri] finanziori"	z
Rivalutazioni dei piani a lungo termine					2	2
Totale					73	78
di cui rilevato nel "Costo lavoro"					73	75.
di cui rilevata nei "Proventi (aneri) finanzian"	2

l costi per piani a benefici definiti rilevati tra le altre componenti dell'utile complessivo si analizzano come di seguito indicato:
				2017
(C mil. ani)		SONALE ADAMARE	TFR ;	Fianl ested a benefici — definiti ;	Fisde e altıl	Totalo plani a benefici definiti
Rivalutazioni:
- (Utili) perdite attuariali risultanti da variazioni nelle ipotesi demografiche	$\left\lceil \frac{1}{2} \right\rceil$	[1]
- (Utili) perdite attuariaii risultanti da variazioni nelle ipotesi finanziario			э			31
- Effetto dell'esperienzo passata	(2)		[1]
- Rencimento delle attività a servizio del plano				(7)		9
- Modifiche nel massimale di attività/passività onerosa,
		11	[4]	(3)	$\Xi$	18)

Le attività al servizio del piano si analizzano come segue:

[€ mī lin ně] _ _ ___ __ _ ___	深铁棉
Attività a servizio del piano: - con prezzi quotati in mercati attivi
	_________ 1. 21. 20. 21. 22. 22. 22. 22. 22. 22. 22. 22. 22

$83942 [p90$

Le principali ipotesi attuariali adottate sono di seguito indicate:

$x_{\perp}$	.
2018 $\cdots$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdots$ Tassi di sconto				0.2 1.5
$\cdots$ Tasso di inflatione		$ - . - $ 1.5	łΕ
Aspettativa di vita all'età di 65 anni.	ann)		24
2017
Tassi di sconto				$0 - 1.5$
Tasso di inflazione
Aspettativa di vita all'età di 65 anni	anni		24

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

					Tasso tendenziale di	. Tasso tendenziale di
		Tasso di sconto		: Tasso di Inflazione		creacita del palari - crescita del costo sanitario
						John Barnes School Communication Communication
(Cmiliani)		A TANGGAL ANG KABUPATÈNG KALAMAT
31.12.2018
Effette sull'obbilgazione (DBO):				.
TFR	[3]
Plani esteri a benefici definiti	1.122				________
Fisde e altri	ទេ]
Aftri fondi per benofici ai dipendenti	[1]
31.12.2017
Effetto sull'obbligazione [DBO]:
TFR	(8)
Piani estari a benetkri definiti	$\cdots$		$- \cdot \cdot$			1.515333333333
Fisde e altri	[5]
Altri fondi per barefici al dipendenti.	[4]

L'analisi di sensitività è stata eseguita sulla base dei risultati delle analisi effettuate per ogni piano elaborando le valutazioni con i parametri modificati. L'ammontare dei contributi che si provode di versare ai piani per be-

nefici ai dipendenti nell'esercizio successivo ammonta a £61 milioni, di cui €13 milioni relativi ai piani a benefici definiti.

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

[Emilioni]
31.12.201
$\frac{2019}{2020}$				48
				36
				36
2022 2021
2023
Oltre il 2023	123	$\cdots$
Durata media ponderata	5,2 eruni	8,0	14.2	2,5
31.12.2017
2018		.		47
$\frac{2019}{ }$		$\cdots$		41
2020				29
2021	10	.
2022	10	$\cdots$
Okre il 2022	123		51
Ourota media ponderata	9.7 anni	11,0	14.1	2,5

$83942$ PL

Em Relocious Fi

î

22 | Strumenti finanziari deriveti

ምውንበት INITY IN Fair valva Fair value (£mil/oni) ∷esft to attivo passivo Contratti derivati non di copertura Contratti su valute 1.11111111111111111111111111111111111 -Currency swap ŚB 182 131 Юř Curricht 10 22 24 - Interest currency swap 85 â3 82 202 294 151 242 Contratti su interessi - Interest rate swap 23 23 12 23 23 13 12 Contratti su merci - Over the counter. 256 362 495 543 - Fununci - Altri 503 553 251 355 $\cdot$ $\cdot$ 558 727 619 728 Contratti derivati cash Row hadge Over the counter ा 329, 175. 154 929 175 154 31 $- - - - - -$ Contratti derivati Impliciti . Opzioni implicite su prestiti obbligazionari convertibili 21 16 16 21 Totale contracti derivati 1,078 738 923 655 the commission of the control of the $ -$ $\cdots$ Di cui: - correnti 533 886 763 505 192 160 205 161 - nan correntr		31.12.2017

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

Il fair value degli strumenti finanziari derivati non di copertura riguarda strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti alt'esposizione netta dei rischi su cambi, su tassi

di interesse e sui prezzi delle commodity pertanto non direttamente riconducibili alle transazioni commerciali o finanziarie originarie. Per ulteriori informazioni sulle valutazione al fair value, si rinvia alla nota n. 25 – Garanzie, impegni e rischi.

Le opzioni comprendono l'opzione di conversione implicita nel prestito obbligazionario equity - linked cash - settled non diluitivo e le opzioni cali sulle azioni Eni che saranno regolate su base netta per cassa (cd. cash - settled call options). Maggiori informazioni sono riportate alla nota n. 19 - Passività finanziarie e analisi dell'indebitamento finanziario netto.

Gli strumenti finanziori di copertura si analizzano come segue:

Contratti derivali cash flow hedge
Contrațți su mercii	2,942	386
Di seguito è fornita l'analisi degli oggetti coperti distintamente per tipologia di rischio nell'ambito di coperture cash flow hedge
	Vanažiona di volum
	edmunited and property
	to derto trilizmin d
	caraft likin meidi
(Emiliant)
Cash flow hedge
Rischio prezzo commodity
- Vendite programmate	(378)

$83942[192]$

Eni è esposta alle fluttuazioni del prezzo dalle materie prime e dei prodotti di base. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dall'esposizione commerciale, Eni utilizza strumenti derivati negoziati nel mercati organizzati, MFF OTF e strumenti derivati negoziati sui circuiti Over the Counter (in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity) con sottostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione che non vengono regolati tramite consegna física del sottostante ma sono designati come strumenti di copertura in una relazione cash flow hedge. Ai fini della qualificazione dell'operazione come di copertura è verificata l'esistenza di una relazione economica tra l'oggetto coperto e la strumento di copertura tale da operare la compensazione delle relative variazioni di valore e che tale capacità di componsazione non sia inficiata dal livello del rischio di credito di controparte,

Il rapporto di copertura tra gli oggetti coperti e la strumento di copertura, ed, hedge ratio, è definito in modo coorente con le strategle

e gli obiettivi specifici di risk management definiti; le relazioni di copertura sono discontinuate in presenza di modifiche delle condizioni di riferimento tali da rendere le operazioni poste in essere non più cocrenti con la strategia di copertura; pertanto in queste fattispecie la relazione di copertura non soddisfa più gli obiettivi di risk management definiti e ove opportuna sono attivate le operazioni di ribilanciamento della copertura.

L'esposizione al rischio di cambio derivante dai titoli denominati in dollari USA (E1.154 milioni) compresì nel portafoglio di liquidità strategica, è gestita utilizzando quale strumento di copertura, in una relazione fair volue hedge, le differenze di cambio (negative di £35 milioni nel corso del 2018) che maturano su una porzione dei prestiti obbligaziono:i in dollari USA (€1.140 milioni).

Maggiori informazioni sono forpite alla nota n. 25 - Garanzie, impegni e rischi - Gestione dei rischi finanziari.

Di seguito sono indicati gli effetti economiti relativi alla gestione degli strumenti finanziari derivati:

Effetti rilevati tra gli Altri proventi (oneri) operativi

(Emiliani)
Proventi (oneri) netti su strumenti finanziari dorivati non dacopertura	11E
Praventi (onerl) netti su strvmenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge

Gli altri proventi operativi netti di €113 milioni (oneri operativi netti di €239 milioni al 31 dicembre 2017) riguardano essenzialmente la nlevazione a conto economico degli effetti relativi ai regolamento e alla valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati su commodity in parte privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting (proventi netti di E116 milloni).

Effetti rilevati tra i Proventi (oneri) finanziari

[@anflioni] Strumenti finanziari derivati su valute	198	2017
Stromenti firsanziari derivati su tassi d'interusso
$\cdots$ ______ ______ .

Gli oneri finanziari netti su strumenti finanziari derivati di E97 milioni (proventi netti per £480 milioni nel 2017) comprendono la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati privi dei requisiti formali per essere trattati in base all'hedge accounting secondo gli IFRS in quanto stipulati su importi corrispondenti all'esposizione

netta dei rischi su cambi e su tassi d'interesse e, pertanto, non sono riferibili a specifiche transazioni commerciali o finanziarie.

l costi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 » Rapporti con parti correlate.

$83942$ R³ 23 Attività destinate alla vendita Finanziana in Le attività destinato alla vendita di €1 milione (€2 milioni nel 2017) si riferiscono principalmente a cessioni di impianti di distribuzione. Analis 24 | Patrimonio netto ian is MARZON 31.12,2017 Emiliani) 2000 - Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas Andreas $4.005$ Capitale sociale 4.005 ___________________________ Riserva legate 959 959 $[501]$ $(5B1)$ Azioni proprie acquistate 501 Riscrva per acquisto di azioni proprie $5H1$ Altre réserve di capitaje: 10.368 10.368 9.927 Riserve di rivalutazione: 9.927 Legge n. 576/1975 ø -Legge n. 22/1983 Legge n. 408/1990 тŚ Leggan, 413/1991 34 9,839 Legge n. 342/2000 9.839 - Legge n. 448/2001 43 43 Riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993 328 379 Riserva conferimenti Loggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986 ÊЗ 63 Riserva fair value strumenti finanziari derivoti cash flow hedge al netto dell'effetto fiscole 61 197 Riserva fair value partecipazioni minoritarie $[4]$ ...
492 Riserva IFRS 10 e 11 308 Altra riserve di utili nan dispan bili $[16]$ $(29)$ Riserva ort. 6, commo 2 0.Lgs. 38/2005 $15$ f, $138.$ Riserva valutazione di pioni a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscule $[31]$ Altre riservo di utili disponibili: 25.287 24.379 23.232 Riserva disponibile 24,140 412 Riserva da contributi in c/capitale ert. 88 DPR n. 917/1986 412 Riservo art. 14 Legge n. 342/2000 74 $\overline{M}$ Riserva plusvalenzo da realizzo titoli azionan Legge n. 169/1983 .
15 19 838 Riservo do avanzo di fusiona Riserva ort. 13 B.Lgs. n. 124/1993 $\vec{1}$ Riserva piano di incentivazione di lungo termine azianario $\sqrt{1.513}$ Acconta sul dividentil $(1.441)$ Utile dell'esercizio 3.173 3,586 42.529 42.615

Capitale sociale

Al 31 dicembre 2018, il capitale sociale di Eni è costituito da n. 3.634.185.330 azioni ordinarie, prive di indicazione del valore nominale [stesso ammontare al 31 dicembre 2017] come deliberato dall'Assemblea straordinaria del 16 luglio 2012, di cui: (i) n. 157.552.137 azioni, pari al 4,34%, di proprietà del Minístero dell'Economia e delle Finanze; (ii) n. 936.179.478 azioni, pari el 25,76%, di proprietà della Cassa Depositi e Prestiti SpA; (iii) n. 33.045.197 azioni, pari allo 0,91%, di proprietà di Eni; (iv) n. 2.507.408.518 azioni, pari al 69,00%, di proprietà di altri azionisti. Secondo quanto dispone l'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, le riserve di rivolutazione iscritte a seguito delle incorporazioni avvenute in esercizi precedenti di Snam SpA, Somicem SpA ed Enifin SpA di complessivi E474 milioni e dalle stesse imputate in aumento del proprio capitale sociale devono considerarsi trasferite per effetto della fusione nel dapitale sociale di Eni e concorreranno alla formazione. del reddito imponibile ai soli fini IRES in caso di riouzione del capitale sociale per rimborso ai soci. Alla formazione dell'importo di €474 milioni

concorrono, perché precedentemente imputate ad aumento del capitale sociale, le seguenti riserve: (i) per Snam, le riserve di rivalutazione: a) Legge n. 576/1975 di E258 milioni, b] Legge n. 72/1983 di €70 milioni, c) Legge n. 413/1991 di €137 milloni, d) Legge n. 342/2000 di €B milioni; (il) per Somicam, la riserva di rivalutazione Legge n. 576/1975 di £0,05 milioni: (iii) per Enion SpA, la riserva di rivalutazione Legge S7G/1975 di ED,B railioni.

Riserva legate

La riserva legale di £959 milioni include la differenza di conversione (£133 milioni) derivante dalla ridenominazione del capitale sociale in euro dello erata il 1º giugno 2001 dall'Assemblea che non viene considerata al fini del ragglungimento del limite fissato dall'art. 2430 del Codice Civile ("il quinto del capitale sociale"]. La riserva è disponibile per la sola copertura perdite. La riserva legale, anche al netto della differenza di conversione, ha raggiunto il quinto del capitale sociale richiesto dall'art. 2430 C.C.

$$
8\,5\,9\,4\,2\,\mathrm{GeV}
$$

Azioni proprie acquistate

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

Riserva per acquisto ezioni proprio

La riserva per acquisto azioni proprie di €581 milioni [€581 milioni al 31 dicembre 2017} riguarda la riserva costituita per l'acquisto di azioni proprie in esecuzione di deliberazioni dell'Assemblea degli azionisti mediante l'utilizzo di altre riserve disponibili per essere destinata all'acquisto di azioni proprie.

Altre diservo di capitale

Le altre riserve di capitale di €10,368 milioni riguardario:

riserve di rivalutazione: E9.927 milioni. Accolgono l'imputazione, al netto della relativa imposta sostitutiva quando dovuta, dei saldi attivi risultanti dalle rivalutazioni monetarie consentite dalle diverse leggi che si sono succedute nel tempo. Parte dello rise: ve (E8.001 milioni) derivano dalle ricostituzioni delle corrispondenti riserve risultanti dai bilanci delle società incorporate effettuate in conformità al disposto dell'art. 172, comma S, del CPR n, 917/1985. Queste riservo sono in sospensione di imposta ai soli fini IRES;

• riserva adeguamento patrimonio netto Legge n. 292/1993; £378 milioni. Accogfie la riclassifica della Riserva per acquisto azieni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione dell'assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (£378 milioni) avvenuta nel 2015. La riservo trae origine dall'adeguamento del patrimonio netto previsto dalla legge citata per gli enti trasformati in società per azioni effettuato nel 1995. Nel 2012 la riserva era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprio";
• riserva conferimenti Leggi n. 730/1983, 749/1985, 41/1986; €63 milioni. Accoglie i rimborsi effettuati dal Ministero dell'Economia e delle Finanze sulla pase delle Leggi citate che hanno autorizzato Eni a contrarre mutui con la Banca Europea degli Investimenti {Leggi n. ?30/1983 e 41/1986) e a emettere il prestito obbligazionario Eni 1986/1995 (Legge n. 749/1985) con ammortamento a carico dello Stato.

Riserya fals value strumenti finanziari derivati cash flow hedge al netto dell'effetto fiscale

La riserva di €61 milioni riguarda la riserva per la valutazione al fair value degli strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge stipulati da Gas & Power al netto dei relativo effetto fiscale, come di seguito indicato:

$[E$ rr. illani $]$	Risarva Iorda :	Effetto fiscale (	Riserva netta
Riserva al 31 dicembre 2017	258	161
Variazione dell'esercizio	386	ſ 124	262
Rigiro a conto economico	[549]		391
Rigiro a rettifica Rimanenze	10
Riserva al 31 dicembre 2018 -		iz4

Riserva fair value partecipazioni minoritarle

La riserva fair value partecipazioni minuritaria, negativa per €4 milioni, riguarda essenzialmente la valutazione al fair value della partecipazione in BANCA UBAE SpA.

La riserva è disponibile per la copertura perdite.

Riserva IFR\$ 10 e 11

La riserva di E3D8 milioni si è costituita a seguito dell'adozione, con efficacia 1º gennaio 2014, delle disposizioni dei principi contabili internazionali IFRS 10 e IFRS 11 che hanno comportato il consolidamento proporzionale delle società controllate congiuntamente classificate come joint operation. La riserva pertanto delive dal processo di consolidamento proporzionale e accoglie essenzialmente la differenza tra il valore delle partecipazioni classificate come joint operation, oggetto di eliminazione nel processo di consolidamento,

e la frazione corrispondente dell'attivo e passivo della joint operation rilevata.

Altre riserve di utili non disponibili

Lu altre riserve di utili non disponibili negative per €29 milioni riguardano:

• riserva art. 6 comma Z, 0,Lgs, n, 3B/2005: la riserva di €9 milioni si incrementa per £23 milioni a seguito della delibera dell'Assemblea ordinaria del 18 maggio 2018 in sede di attribuzione dell'utile 2017 e corrispondente alle plusvalenze iscritte nel conto economico, al netto del relativo onere fiscale e diverse da quelle riferibili agli strumenti finanziari di negoziazione e all'operatività in cambi e di copertura, che discendono dall'applicazione del criterio dei valore eque (fair value) ai sensi dell'art. 6, comma 2, iettera a] dei D.Lgs. n. 38/2005. La riserva si riduce di £29 milioni in misura corrispondente all'importo realizzato nel corso del 2018 come di seguito inoicato:

		Valutazione rimanenza
[Emiliopi]	Riscrya Myda	Effetto (iscala	Riserva netta
Riscrya al 31 dicembre 2017
Attribuzione ulile 2017		10
Variazione dell'esercizio 2018.	141		129
Riserva al 31 dicembre 2018 ----- --------------------------------

• riserva valutazione di pioni a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale; la riserva negativa di 638 milioni riguarda la rilevazione delle variazioni dei fondi per benefici ai dipendenti che per effetto delle disposizioni dello IAS 19 sono rilevate nel prospetto dell'utile complessivo. Le rivalutazioni, comprensive degli utili e delle perdite attuariali, rilevati nel prospetto dell'utile complessivo non sono oggetto di successiva imputazione a conto economica.

Altre riserva di utifi disponibili

Le altre riserve di utili disponibili di €25,287 milioni riguardano:

• riserva disponibile: €24.140 milioni si incrementa di €903 milioni a seguito essenzialmente della delibera dell'Assemblea ordinaria del 10 maggio 2018 in sede di attribuzione dell'utile 2017 (€983 milioni] e della rictassifica della riserva art. 5, comma 2, del B.Lgs. n. 38/2005 costituita in sede assembleare per effetto del realizzo. avvenuto nel corso del 2018 (€29 milioni);
• riserva da contributa in c/capitale art. 88 OPR n. 91/2/1986: €412. milioni. Accoglie: (i) ai sensi dell'art. 173, comma 9, del DPR n. 917/1986, la ricostituzione per la parte relativa al patrimonio netto scisso delle riserve risultanti dal bilancio 2003 dell'Italgas SpA in sospensione d'imposta in quanto costituite con contributi in conto capitale incassati fino all'esercizio 1988 (£43 milioni); [ii] ai sensi dell'art. 172, comma 5, del DPR n. 917/1986, la ricostítuzione delle corrispondenti riserve risultanti dagli ultimi bilanci delle società incorporate relative ai contributi in contu capitale per la parte accantonata in sospensione di Imposta ai soli fini IRES in conformità alle diverse formulazioni dell'art. 88 del DPR n. 917/86 che si sono succedute nel tempo;
• · riserva art. 14 Legge n. 342/2000: €74 milioni. Accoglie il riallineamento dei valori fiscalmente riconosciuti ai maggiori valori civilistici delle immobilizzazioni materiali per le quali erano stati stanziati ammortamenti anticipati in sede di attribuzione dell'utife dell'esercizio 1999. La riserva è stata costituita riclassificando la "Riserva ammortamenti anticipati ex art. 67 DPR n. 917/1986" per la parte da considerarsi in sospensione di imposta ai fini IRES;
• riserva plusvalenze da realizzo titoli azionari Legge n. 169/1983: €19 milioni. Accoglie la ricostituzione, ai sensi dell'art. 122, comma 5, del DPR n. 917/1986, della corrispondente riserva dell'incorporata Agip relativa alle plusvalenze in suspensione d'imposta al fini IRES realizzate nel 1986 a fronte di cessioni di partecipozioni;
• riserva da avanzo di fusione: €636 milioni. Accoglie l'avanzo di fusione derivante dall'incorporazione di Est Più SpA, con effetto dal

83942495 1³ dicembre 2015 (€4 milioni), di Eni Hellas SpA, avvenuta il 1⁴

301

gios:

novembre 2012 (€8 milioni), di Eni Gas & Power GmbH, con effetto dal 1º ottobre 2014 [ES milioni] e AEAM Elienti SpA, con effetto dal 1^° dicembre 2016 (€12 milioni), La riserva inciude ino?tre l'effetto della riclassifica della Riserva per acquisto azioni proprie a seguito della scadenza dell'autorizzazione dell'Assemblea degli azionisti per l'acquisto di azioni proprie (€602 milioni) avvenuta nel 2015. Nel luglio 2012 la riserva, che traeva origine dagli avanzi di fusione derivanti dalle incorporazioni di società, era stata interamente utilizzata imputandola alla "Riserva per acquisto azioni proprie". Alla riserva è attribuita la natura di riserva di utili:

• riserva art. 13 D.Les. n. 124/1993: €1 milione. Accoglie, ai sensideillart. 13 del D.Lgs. n. 124/1993, la quota dell'utile dell'esercizio attribuito dalle assemblee in misura pari al 3% dello stanziamento al trattamento di fine rapporto versato nel corso dell'esercizio ai fondi pensione Fopdire e Fondenergia ai quali partecipano, rispettivamente, i dirigenti e gli altri dipendenti del Gruppo. Quanto a €0,5, €0,2 e €0,06, €0,006 e €0,006, €0,007 e €0,006 milioni la riserva rappresenta la ricostituzione, ai sensi dell'art. 172, comme-5, del DPR n. 917/1986, delle corrispondenti riserve delle incorporate AgipPetroli, Snam, EniData, EniTecnologie, Enifin, AgipFuel e Praoil. La riservo è in sospensione d'imposta ai soli fini IRES;
• riserva piano di incentivazione di lungo termine azionario: €5 miifoni. Accoglie gii effetti del piano di lungo termine azionario 2017-2019 approvato dall'Assemblea degli azionisti del 13 aprile 2017 In contropartita del conto economico in refazione ai dipendenti Eni (€4,6 milioni) e în contropartita alla voce partecipazioni (€0,87 milioni) in relazione ai dipendenti a ruolo delle società controllate.

Acconto sul dividendi

Riguarda per €1.513 milioni l'acconto sul dividendo dell'esercizio 2018 di €0,42 per aziono defiberato il 13 settembre 2018 dal Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 2433-bis, comma 5, del Codice Civile e messo in pagamento a partire dal 26 settembre 2018.

Il patrimonio netto comprende riserve soggette a tassazione in caso. di distribuzione, sulle quali tuttavia non sono state stanziate imposte differite perché non se ne prevede la distribuzione. In tal caso sarebbero dovute imposte per circa £0,86 miliardi salvo l'utilizzo di perdite. fiscali disponibili, Le riserve vincolate a fronte di rettifiche di valore ed accantonamenti dedotti ai soli fini fiscali annontano a £0,5 miliardi. Le riserve che possono essere distribuite senza concorrere alla formazione del reddito imponibile ammontano a E25,71 miliardi.

Informativa degli effetti sul risultato e sul patrimonio natto di Eni SpA par applicazione IFRS 11.

(Cmillopi		201
EnlSpA 2.11	3.173 ,	3.586	42,61,
di cui eccedenza dei patrimoni netti, comprensivi dei risuitati di esercizio, rispetto ai valori di canco delle partecipazioni in joint operation	[£]	12023

$83942496$

25¹ Garanzie, impegni e rischi

Garanzie

Le garanzie di €101.165 milioni (€25.827 milioni al 31 dicembre 2017) si analizzano come segue:

$\left(\xi\text{ milligni}\right){\alpha_1,\ldots,\alpha{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ldots,\alpha_{n-1},\ld$ Imprese controllate	SB.233	31.12.2017 SG 11G
Imprese collegate o joint venture	1.226 1.749	7.397
Proprio Altri		2.187 122
$- \cdot$ $-$ Totalo	101.155	75.877

Le garanzie prestate nell'interesse di imprese controllate di £98.133 milinni riguardano:

• per E34.91B mitioni le garanzie prestate nell'ambito della transazione con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi ADNOC che ha previsto l'assegnazione a Eni delle quote di partecipazione nelle concessioni offshore in produzione di Lower Zakum (Eni 5%), di Umm Shaif and Kasr [Eni 10%] e di Ghasha (Eni 25%) della durata di quarant'onni. Le garanzie rilasciate dell'ammontare massimo rispettivamente di €4.355 milioni (\$5.000 milioni), di €8.229 milioni (\$10.000 milioni) e di €21.824 milioni (\$25.000 milioni) sono a copertura delle obbiigazioni contrattuali nei confronți della società di Stato, derivanti dalle operazioni petrolifere connesse al Concession Agreements tra cui in particolare il conseguimento di alcuni target di produzione e di fattore di recupero delle riserve a medio-lungo termine, un piano di asset integrity e di ottimizzazione/mantenimento della produzione dopo il conseguimento del píateau, il trasferimento di tecnologie e l'adozione di standard operativi best-in-class in materia HSE. Limpegno effettivo è pari al valore nominale;
• per £20.000 milioni la garanzia rilasciata a favore del possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di "Medium Term Notes", Al 31 dicembre 2018 l'impegno effettivo, corrispondente al valore nominale e agli interessi dei titoli emessi da Eni Finance International SA, ammonta a €2.325 milioni;
• per €19.831 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni contrattuali assunti dalle imprese controllate operanti nel settore Exploration & Production, riferite essenzialmente alla realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative minerarie approvate. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a €8.725 milioni;
• per €6,436 milioni, le garanzie rilasciate a favore di terzi e di società controllate, a loro volta manievate a favore di Eni, a fronte in particolare di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi al settore Refining & Marketing [£239 milioni], Altre attività e società finanziarie (€67 milioni), Gas & Power (€5.375 milioni), Chimica [€134 milioni] e altre attività (£641 milioni]. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale;
• per 64.000 milioni la garanzia rifasciata a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International SA a fronte del programma di emissione di Euro Commercial Paper, fino a un mossimo di €4.000 milioni. Al 31 dicembre 2018 l'impegno effettivo è di €358 milioni;
• per €3.320 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione alla concessione di prestiti e linee di credito a Imprese controllate. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a EZ.372 milioni;
• per €2,94B milioni le garanzie rifasciate ad Eni Angola SpA a fronte di

contratti di leasing (chartering, operation and maintenance) di navi-FPSO da utilizzare gell'ambito dei progetti di sviluppo lo Angola. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a € 2.670 milioni;

• per €2.619 milioni la garanzia rilasciato a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance USA Inc. a fronte del programma di emissione di USA Commercial Paper. Al 31 dicembre 2018 l'impegno effettive è di £1.015 milioni:
• per €1,745 miljonl la garanzia n'Iescinta a favore dei possessori dei titoli emessi da Eni Finance International 5A a fronte del programma di emissione di USA Commercial Paper. Al 31 dicembre 2018 l'impegno effettivo è pari a zero.
• per €1,222 milioni la goranzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline nell'Interesse di Eni USA Gas Marketing Lic (100% Eni) a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti da Eni USA Gas Marketing Llc. La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007) al 2031 e riguarda il 100% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a €757 reilioni;
• per €758 milioni le garanzie concesse a favore dell'Amministrozione finanziaria dello Stato essenzialmento per i rimborsi (VA;
• per € 119 milioni la garanzie rilasciate a imprese assicuratrici nell'interesse di Eni Insurance DAC a fronte dei contratti di riassicurazione a favore delle imprese del gruppo. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale:
• per £90 milioni le garanzie prestate a fronte degli impegni contrattuali assunti essenzialmente dalla Versalis France SAS. L'impegno effectivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale;
• per €34 milioni le garanzie rifasciate a favore della Dogana di Lione nell'interesse di Eni France Sarl (100% Eni International BV) e da questa manievate a favore di Eni. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a €24 milioni;
• per €35 mitioni la garanzia prestata a favore di Cameron Interstate Pipeline Lic ne!!'interesse di Eni USA Gas Marketing Lic { 100% Eni} a fronte del contratto di trasporto per la commercializzazione dei gas nelle aree di vendita dei mercato americano. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2019 è pari al valore nominale.

Le garanzie prestate nell'interesse di imprese collegate e joint venture di E1.276 milioni riguardano essenzialmente:

• per £499 milioni la garanzia prestata alla Treno Alta Velocità - TAV - SpA [ora RFI - Rete Ferroviaria italiana SpA] con la quale Eni garantisce il puntuale e corretto adempimento del progetto e della esecuzione lavori

is
Second

della tratta ferroviaria Milano-Bologna da parte del CEPAV Uno (Consorzio Eni per l'Alta Velocità, 50,36% Gruppo Saipem], La riduzione dell'importo è avvenuta in seguito all'esito positivo del collaudo dei lotti da 1 a 4; in corso l'attività di collaudo per il 5" e ultimo lotto. L'impegno effettivo of 31 dicembre 2018 risulta azzerato, I partecipanti al Consorzio hanno rilasciato ad Eni lettere di manleva nonché, escluse le società controllate da Eni, garanzia bancaria a prima richiesta in misura pari al 10% delle quote lavori rispettivamente assegnate;

• per €305 milioni, le garanzle prestate a favore di terzi e di società controllate frante di partecipazioni a gare di appalto e rispetto di accordi contrattuali relativi essenzialmente al Gruppo Sarpem e rilasciate antecedentemente alla perdita di controllo della Saipem avvenuta nel 2016. l'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale;
• per £218 milioni la garanzia prestata a garanzia degli impegni contrattuali assunti dalla Vår Energi (società derivante dall'operazione di fusione che ha interessato la ex Enj Norge AS], riferita essenzialmente alla realizzazione di un livello minimo di investimenti per iniziative minerarie approvate. L'Impegne effettive al 32 dicembre 2018 è pari al valore nominale:
• per €122 milioni la garanzia rilasciata a favore di Gulf LNG Energy e Gulf LNG Pipeline e nell'interesse di Angola LNG Supply Service LIC [13,6% Eni] a copertura degli impegni contrattuali di pagamento delle fee di rigassificazione relative al GNL acquistato dall'Angola LNG Ltd e immesso al terminale di Pascagoula negli Stati Uniti. La garanzia ha efficacia dalla data di sottoscrizione del contratto (10 dicembre 2007) al 2031 e riguarda il 13,6% del contratto. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale;
• le controgaranzie di performance di £57 milioni, rilasciate a favore

di Unión Fenosa SA nell'interesse di Unión Fenosa Gas SA (5DX Eni) a fronte degli impegni contrattuali connessi all'attività operativa di quest'ultima. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 ammonta a €48 milioni:

per E20 milioni le garanzie concesse a favore di banche in relazione. alla concessione di prestiti e linee di credito. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale.

Le altre garanzie personali prestate nell'interesse proprio di £1.749 milioni riguardano:

• per €1.010 mifioni la garanzia bancaria rifasciata a GasTerra al fine di ottenere la ripuncia da parte di quest'ultima al provvedimento cautelare provvisorio di sequestro operato sulla partecipazione di Eni in Eni-International BV richiesto e otterato dai giudice olandese nel mese di luglio 2016. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale:
• per E739 milioni le manteve a favore di banche a fronte delle garanzie. da queste rilasciate a favore delle Amministrazioni statali e società private per partecipazioni a gare d'appalto, acconti ricevuti su contributi a fondo perduto, buona esecuzione lavori e contratti di fomitura e le lettere di patronage rilasciate a favore di banche a fronte di linanziamenti concessi. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale.

Le attre garanzie personali prestate nell'interesse di altri di €2 milioni riguardano la fettera di patronage rilasciata a favore della banca a fronte del finanziomento concesso alla società Sigerni Srl. L'impegno effettivo al 31 dicembre 2018 è pari al valore nominale.

Impegni e rischi

Emiliani . _________		2.2017
mpeen $\cdots$	136	143
$\ddotsc$ Riscoi _________ $\cdot$ – –	.	436
	550	584 .

Eli impegni di £136 milioni riguardano essenzialmente l'impegno denvante dal contributo alla regione Sedia per il porto di Gelo (16 milioni), dalla riqualificazione territoriale Comune di Taranto [4 milioni] dal protocorlo di intenti stipulato nel 1998 con la Regione Basilicato connesso al programma. di sviluppo petrolifero proposto da Eni nell'area della Val d'Agri che prevade diversi interventi congiunti, in gran parte già regolamentati da accordi attuativi, relativamente a quest'ultima fattispecie al 31 dicembre 2018 l'impegno massimo, anche per conto del partner Shell Italia E&P SpA, è quantificabile in €115 milioni (€66 milioni in quota Eni, di cui €63 milioni come anticipazione finanziaria sulle royalty dovute sulla futura produzione e €3 milioni came impegno economica).

Frischi di €424 mitioni riguardano essenzialmente i rischi di custodia di beni di terzi costituiti essenzialmente da greggio e prodotti petrolifori presso le raffinerie e i depositi della Società per I quali esiste una polizza assicurativa.

Altri impegni e rischi

Gli altri impegni e rischi includono:

• gli impegni derivanti dal contratti di approvvigionamento di gas na-

turale di lungo termine stipulati da Epi, che contengono clausole di take-or-pay;

• g⁴i impegni derivanti da contratti di lungo termine di trasporto di gas naturale dall'estero, con clausole di ship-or-pay, stipulati da Eni con le società proprietarie, o titolari dei diritti di trasporto, dei gasdotti di importazione;
• con la firma dell'Atto Integrativo del 19 aprile 2011 Eni ha confermato a RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA l'impegno, precedenterifente assunto in data 15 ottobre 1991 con la firma della Conveptione con Treno Alta Velocità - TAV SpA (ora RFI - Rete Ferroviaria Italiana SpA), a garantire il completamento e la buona esecuzione della linea ferroviaria AV Milano-Verona tratta Treviglio-Brescia. In data 6 giugno 2018 e stato formalizzato il secondo Atto Intogrativo che ha esteso l'Impegno di Eni a garantire il completamento e la buona esecuzidhe delia finea ferroviaria AV Milano-Verona anche alla tratta Brescia Estwerona. I suddetti Attl Integrativi vedono impegnato, quale General Contractoril Consorzio Eni per l'Alta Velocità due. A tutela della garanala prestata e come previsto dal Regolamento del Consorzio, i consorziati hanno rilasciato in favore di Eni adeguate manleve e garanzie;

Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di società del

settore Exploration & Production il cui ammontare massimo garantito non è definibile a priori in quanto e copertura di tutti gli obblighi contrattuali derivanti dalla firma dei contratti petroliferi, di acquisizione e cessione di quote societarie e di acquisizione di servizi;

• le garanzie rilasciate a favore di Syndial SpA a fronte di contratti di cossione di complessi immobiliari per mantenerla indenne da eventuali oneri sopravvenuti;
• le Parent Company Guarantees rilasciate nell'interesse di Eni Insurance DAC a favore di Dillnsurance Limited-Bermuda;
• l'impegno a smantellare un impianto dimostrativo a Porro Torres delle tecnologie di "beneficiation" del carbone a basso impatto ambientale, la cui costruzione è stata realizzata da Eni attraverso società controllate e finanziata dall'Agenzia per la Promozione dello Sviluppo del Mezzogiorno. L'impianto al coliaudo sperimentale definitivo è risultato non suscettibile di utilizzazione produttiva. Gli oneri di smantellamento, dedotti i ricavi della vendita delle componenti dell'impianto, sono a carico di Enl.
• gli impegni con le Autorità locali svizzere assunti in occasione dello realizzazione dell'oloodotto Genova-Ingolstadt a garanzia degli obblighi delle società controllate, in relazione alla realizzazione e all'esercizio del tratto svizzero (Oleodotto del Reno SA - 100% Syndiaf SpA). Al 31 dicembre 2018 il tratto rimasto e per il quale vige l'impegno di Eni è limitato alla tratta da Thusis al passo Spluga, tratto per il quale sono state avviate, in accordo con le autorità svizzere competenti, le attività di progettazione per la dismissione della condotta valutando al contempo eventuali possibilità di riutilizzo dell'asset;
• le residue manleve rilasciate in proporzione alla partecipazione Eni in Unión Fenosa Gas SA a favore di Unión Fenosa SA a fronte degli impegni assunti dalle società del Gruppo Unión Fendsa Gas SA per l'adempimento dei contracti in essere all'atto di acquisto del 50% del capitale sociale di Unión Fenosa Gas SA avvenuto in data 24 luglio 2003.

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

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

Gestione det rischi finanzlarl^a

La gestione dei rischi finanziari si basa su linee di indirizzo emanate dal EdA di Eni SpA nell'esercizio del suo ruoto di indirizzo e di fissazione dei limiti di rischio, con l'obiettivo di uniformare e conrdinare centralmente le politiche Eni in materia di rischi finanziari ("Linee di indirizzo in materia di gestione e controllo dei rischi finanziari"). Le "Linee di indirizzo" definiscono per cíascuno dei rischi finanziari le componenti fondamentali del processo di gestione e controllo, quali l'obiettivo di risk management, la metodologia di misurazione, la struttura dei limiti, il modello delle relazioni e gli strumenti di copertura e mitigazione.

RISCHIO DI MERCATO

$\ddot{\phantom{0}}$

Il rischio di mercato consiste nella possibilità che variazioni dei tassi di cambie, dei tassi di interesse o dei prezzi delle commodity possano in-

fluire negativamente sul valore delle attività, delle passività o dei flussi di cassa attesi. La gestione del rischio di mercato è disciplinata dalle sopro indicate "Linee di indirizzo" e da procedure che fanno riferimento a un modello centralizzato di gestione delle attività finanziarie, basato sulle Strutture di Finanza Operativa (Finanza Eni Corporate, Eni Finance International SA, Eni Finance USA Inc e Banque Eni SA, quest'ultima nel fimiti imposti dalla normativa bancaria in tema di "Concentration Risk"). nonché su Eni frading & Shipping per quanto attiene alle attività in derivati su commodity. In particolare Finanza Enl Corporate ed Eni Finance International SA garantiscono, rispettivamente per le società italiane ed estere Eni, la copertura dei fabbisogni e l'assorbimento dei surplus finanziari; su Finanza Eni Corporate sono accentrate tutte le operazioni in cambile in derivati finanziari non commodity di Enimentre Eni Trading & Shipping SpA assicuta la negoziazione sui mercati dei relativi derivati di copertura sulle commodity attraverso l'attività di execution. Eni SpA ed Eni Trading B. Shipping SpA (anche per tramite della propria consociata Eni Trading & Shipping Inc) svolgono la negoziazione di derivati l'nanzian sia su tutte le trading venue esterne, quali mercati regolamentati europei e non europei, Multilateral Trading Facility (MTF), Drganised Trading Facility [GTF] e piattaforme di intermediazione in genere [ad es. SEF), sia su base bilaterale Over the Counter, con le controparti esterne. Le altre entità legali di Eni che hanno necessità di derivati finanziari, attivano tali operazioni per il tramite di Eni Trading & Shipping ed Eni SpA suila base delle asset class di competenza.

I contratti derivati sono stipulati con l'obiettivo di minimizzare l'esposizione ai rischi di tasso di cambio transattivo e di tasso di interesse e di gestire il rischio di prezzo delle commodity e il connesso rischio di cambio economico in un'ottica di ottimiz zazione. Eni monitora che ugni attività in derivati classificata come risk reducing ¿ossia riconducibile ad operazioni di Back to Back, Flow Hedging, Asset Backed Hedging o Portfolio Management) sia direttamente o indirettamente collegato agli asset industriali coperti ed effettivamente ottimizzi il profilo di rischio a cui Eni è esposta a potrebbe essere esposta. Nel caso in cui dal monitoraggio risulti che alcuni derivat: non sono risk reducing, questi vengono riclassificati nel trading proprietario la cui attività è svolta da Eni Trading & Shipping ed è segregata rispetto alle oltre operatività soggetto a specifici azioni di controllo e monitoraggio.

Lo schema di riferimento definito attraverso le "Linee di indirizzo" prevede che la misurazione e il controllo dei rischi di mercato si basino sulla determinazione di un set di fimiti massimi di rischio accettabile espressi in termini di; [i] Stop Loss, ovvero della massima perdita realizzabile per un determinato portafoglio in un determinato orizzonte temporale; [ii] Soglie di revisione strategia, ossia del livello di Profit&Loss che, se superato, attiva un processo di revisione della strategia utilizzata, e (iii) Value at Risk (VaR), che misura la massima perdita potenziale del portaroglio esposto al rischio, dati un determinato livello di confidenza e un holding period, spotizzando variazioni avverse nella variabili di mercato e tenuto conto della correfazione esistente tra le posizion: detenute in portafoglio, Con riferimento ai rischi di tasso di interesse e di tasso di camblo, i limiti (espressi in termini di VaR) sono definiti in capo alle Strutture di Finanza Dperativa che, dato il modello organizzativo accentrato, centralizzano le posizioni a rischio di Eni a livello consolidato, massimizzando ove possibile i benefíci del petting e dell'hedging naturale. Le metodologie di calcolo e le tecniche di misurazione utilizzate sono conformi alle raccomandazioni del Comitato di

(8) Con riferimento agriphin rischi che coratte lazaro si gostove si rimia a quanti indicato nell'Enton di riachio e incertezza della relazione sulla gestione del bilancia consolidato.

$83942$ +

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

RISCHIO DI MERCATO - TASSO DI CAMBIO

L'esposizione al rischio di variazioni dei tassi di cambio deriva dall'operatività dell'impresa in valute diverse dall'euro (principalmente il dollaro USA) e determina i seguenti impatti; sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi denominati in valuta rispetto al momento in cui sono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico) e per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo); sul bilancio il risultato economico e patrimonio netto per effetto della conversione di attività e passivirà di aziende che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro. In generale, un apprezzamento del dollaro USA rispetto all'euro ha un effetto positivo sull'utile operativo di Eni e viceversa. L'obiettivo di risk management Eni è la minimizzazione del rischio di tasso di cambio transattivo e l'ottimizzazione del rischio di cambio economico connesso al rischio prezzo commodito; il rischio derivante dalla maturazione del reddito d'esercizio in divisa oppure dalla conversione delle attività e passività di azionde che redigono il bilancio con moneta funzionale diversa dall'euro non è di norma oggetto di copertura, salvo diversa valutazione specifica. Eni centralizza la gestione del rischio di tasso di cambio, compensando le esposizioni di segno opposto derivanti dalle diverse attività di business coinvolte e coprendo con il mercato l'esposizione residua, massimizzando i benefici derivanti dal notring. Al fine di gestire l'esposizione residua, le "Linee di indirizzo"

ammettono l'utilizzo di differenti tipologie di strumenti derivati (in particolare swaple forward, nonché opzioni su valute). Per quanto attiene la valorizzazione a falr value degli strumenti derivoti su tassi di cambio, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari ?nfo-provider pubblici. Il VaR derivante dall'accentramento sulle Strutture di Finanza Operativa di posizioni a rischiu tasso di cambio di Eni viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio parametrico [varianza/covarianza], adottando un livello di confidenza pari al 99% e un holding period di 20 giarni.

RISCHIO MERCATO - TASSO (2"INTERESSE

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

RISCHIO DI MERCATO - COMMODITY

Il rischio di prezzo delle commodity è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo delle materie prime e dei prodotti di base producano significative variazioni dei margini operativi di Eni, determinando un impatto sul risultato economico, tale da compromettere gli oblettivi definiti nel piano quadriennale e nel budget. Il rischio di prezzo delle commodity è riconducibile alle seguenti categorie di esposizione: a) esposizione strategica: esposizioni identificate direttamente dal CdA in quento frutto di scelte strategiche di investimento o al di fuori dell'orizzonte di pianificazione del rischio. Includano ad esempio le esposizioni associate al programma di produzione delle riserve certe e probabili, i contratti a lungo termine di approvvigionamento gas per la parte non bilanciata da contracti di vendite (già stipulati o previsti), la porzione del margine di raffinazione che il CdA identifica come esposizione di natura strategica, (i volumi rimanenti possono essere allocati alla gestione attiva del marghi etgaso o alle attività di asset backed hedging) e le scorte obbligatore mighter b) esposizione commerciale, tale tipologia di esposizioni include le componenti contrattualizzate collegate alle attività commerciali nodustriali e, qualora connesse ad Impegni di take-or-pay, le componenti ngn contrattualizzate afferenti l'orizzonte temporale del piano quadrierinale è del budget e le relative eventuali operazioni di gestione del rischio. Le esposizioni commerciali sono connotato dalla presenza di attività di gestione sistematica del rischio svolte sulla base di fogiche rischio/rendimento tramite l'implementazione di una o più strategie e sono soggette a limiti di

ŗ an an E
E ś ł $\frac{8}{15}$ 医白氨

rischio specifici (VaR, Suglie di revisione strategia e Stop Loss). All'internu delle esposizioni commerciali si individuano in particolare le esposizioni oggetto di asset backed hedging, derivanti dalla flossibilità/opzionalità degli asset; c) esposizione di trading proprietario: operazioni attuate da Eni Trading & Shipping in conto proprie in ottica opportunistica nel breve termine e normalmente non finalizzate alla delivery, sia nell'ambito dei mercati fisici, sia dei mercati finanziari, con l'obiettivo di ottenere un profitto al verificarsi di un'aspettativa favorevole di mercato, nel rispetto di specifical imiti di rischio autorizzati (VaR, Stop Loss).

Il rischio strategico non è oggetto di sistematica attività di gestione/ copertura che è eventualmente effettuata solo in particolari condizioni. aziendali o di mercato. Lo svolgimento di attività di hedging del rischio strategico, dato il carattere di stragrdinazietà, è demandato al top management. Tale fattispecie è oggetto di misurazione e monitoraggio manon è soggetta a specifici limiti di rischio. Previa autorizzazione da parte del CdA, le esposizioni collegate al rischio strategico possuno essere. implegate in combinazione ad altre esposizioni di natura commerciale al fine di sfruttare opportunità di naturale compensazione tra i rischi (Naturol Hedge) e ridurre conseguentemente il ncorso agli strumenti derivati [attivando pertanto logiche di mercato interno]. Per quanto riguarda le esposizioni di natura commerciale, l'obiettivo di risk management Eni è l'ottimizzazione delle attività "core" nel perseguimento degli obiettivi di stabilità dei risultati economici. Per la gestione del rischio prezzo delle commodity derivante dell'esposizione commerciale, Eni, per mezzo dell'unità di Trading [Eni Trading & Shipping] per la gestione del rischio commodito e delle competenti funzioni di linariza operativa. per la gestione del collegato rischio cambio, utifizzo strumenti derivati negoziati nei mercati organizzati, MIF, OTF e strumenti derivati negoziati suj circuiti Over the Counter [in particolare contratti swap, forward, Contracts for Differences e opzioni su commodity] con sostostante greggio, gas, prodotti petroliferi, energia elettrica e certificati di emissione. Per quanto attiene alla valorizzazione al fair value degli strumenti derivati su commodity, essa viene calcolata sulla base di algoritmi di valutazione standard di mercato e su quotazioni/contribuzioni di mercato fornite da primari înfe-provider pubblici o da operatori specifici del settore. Il VaR derivante dalle posizioni delle business unit esposte a rischio commodity viene calcolato con frequenza giornaliera secondo l'approccio della simulazione storica ponderata, adottando un livetlo di confidenza pari al 95% e un holding period di un giorno.

RISCHIO BLIMERCATO - LIQUIDITÀ STRATEGICA

Il rischio di mercato riveniente dall'attività di gestione della porzione di riserva di liquidità denominata 'liquidità strategica' è identificato come la possibilità che fluttuazioni del prezzo degli strumenti investiti (obbligazioni, strumenti di money market e fondi comuni di investimento) influiscano sul valore degli stessi in fase di alienazione o guando sono valutati in bilancio al fair value. La costituzione e il mantenimento della riserva di liquidità si propone principalmente di garantire la flessibilità finanziaria necessaria per far fronte a eventuali fabbisogni straordinari [es. difticoltà di accesso al credito, shock esogeni, quadro macroeconomico e operazioni straordinarie) ed è dimensionata in modo da assicurare la copertura del debito a breve termine e del debito a medio lungo termine in scadenza in un prizzonte temporale di 24 mesi. Al fine di regofare l'attività di investimento della liuuidità strategica. Eni ha definito una politica di investimento con specifici obiettivi e vincoli, ortitotati in termini di tipologia di strumunti finanziari che possono essere oggetto di investimento, nonché limiti operativi, quantitativi e di durata; ha individuato altresì un insicme di principi di governance cui attenersi e introdotto un appropriato sistema di controllo. Più in particolare, l'attività di gestione della liquidità strategica è sottoposta a una struttura di limiti in termini di VaR [çalcolato con metodologia parametrica con holding period 1 giorno e intervallo di confidenza pari al 99 percentile), Stop Loss e altri limiti operativi in tomnini di concentrazione, per emittente, comparto di attività e Paese di emissione, duration, classe di rating, e tipologia degli strumenti di investimento da inserire nel portofoglio, volti a minimizzare sia il rischio di mercato che quello di liquidità. In nessun caso è permesso il ricorso alla feva finanziaria ne la vendita allo scoperto. L'operatività della gestione obbligazionaria ha avuto inizio nel secondo semestre 2013 (Portafoglio espresso in Eur) e 2017 (Portafoglio espresso in USB). Nel 2018, il rating medio del portofoglio espresso in euro è pari a A-/BBB+ e quello del portafoglio espresso in USD a A÷/A, entrambi in linea con i valori del 2012.

Le seguenti tabelle riportano i valori registrati nel 2018 in termini di VaR [raffrontati con quelli dell'esercizio 2017] per quanto attiene ai rischi tasso di înteresse e di cambio nonché al rischio di prezzo delle commodity (aggregato per tipologia di esposizione); relativamente alla liquidità strategica è riportata la sensitivity a variazioni dei tassi di interesse.

[Value as Risk - approccin parametrico varianze/covarianze; holding period: 20 glorni; intervallo di confidenze: 8973)

				STATE			2017	.
E miliani $\cdots$ $\overline{\phantom{a}}$					Massimo	Minima	Media 7۴ -	Fine cerado .
	2 AZ	1,23	-71	1.45	- - 3.ID	1.04		1,72
Tasso . _______	A.43	0.02		0.15		0.01		0.16 .

[a] I valori relativi al VaR di tasso di interesse e di carnitto si riferiacono alla sola Francia operativa Era Corporato.

{Value außisk - approccio simulazione storica; holding period; 1 giorno; intervallo di contidenza; 95%).

		《小说》 《	.	201	.
$E$ milioni] $\cdots$ $-1$		Session / Mining And the Committee of Con-	Massimo	Media Minimo ---------	Fine pariodo. .
Portfolio Management Esposizion: Commercial? 31	11 41	J.J.	415 MK

[b] l'ponine monsiste nell'unità d'Eusiness Gus & LN3 Marketing and Power (esposizioni originario dalo anni fatiming & Marketing e Gos & Power). A parcie dal 2014, a seguito dell'approvazione del CoA to in constructions 2013, il VaR è caledato sulla condetta vista Statuscy, con prizzane temposie conceptente con fanno d'Ellande, includendo tuto voteni pro consegna nell'anno e cuto dell'ori li
En in des 12 dicembre 2013,

K. $\ddot{\phantom{a}}$

Constructions Productions of MOR

[Seasitivity - Bellar Value of It basis egipt - OVBP]

			A THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE STRIKE AND THE S			2017
Emiliani			An as may be all the C. Mink of C. In the period of		Massimo	Minima	Media	Fiae periodo
Liquidatà strategica porte loglio eurolal	0.35	0.25	0,29	0.25	0.41	Đ. 27	0,35	0.27
[a] Dozeratività della gestione del portafoglin di liquidità suatogica è iniziata nel luglio 2013.
			ĿŢĸĸĸŢŔŔŶĨĨĨĨIJŔŔĸĿ ŔĨ ŢŢŶĿĿĿĿĿĿĿĿĿŎĿŔĔŖĨŖĨŎĨĨ ĿŔĸĿĔĿĿĿĿŖĸŢĿĹŢŢŔŔ ĊĔĿĿ ĿĿĿŦŔĹŔĿĿŢŶŦĿŦŔĿĹĹ a san "cheaph". Ann a sanad "cailed di forta trivitat del control e a provincia del cristo del control per el			2017	.	.

				ARREST WAS COMMANDED TO THE TOWN THAT			cuir	$- -$
[Smillani]				"我们的事情,我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人,我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都会不会有什么事情。" "我们的人都	Massimo	Minimo	Media	Fine perioda
-- Liquidità strategica por tafoglio USD 64	0.04	0.01	0.02	0.02	0.04	o.oz	Ó. Ö.	0,03
restate and a major company $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$ $\sim$

(b) Unperwivica della pesalono dei portafeglio di liguidhà strateglea è intelamenti appena 2012

RISCHIO DI CREDITO

ll rischio di credito rappresenta l'esposizione dell'impresa a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalla controparte. Eni ha definito pollog di gestione del nachio di credito coerenti con la natura e con le caratteristiche delle controparti delle transazioni commetciall e finanziarie avuto riguardo, tra l'altro, per queste ultimo del modello di finanza accentrato adottato.

Eni ha adottato un modello per la guantificazione e il controllo del rischio credito basato sulla valutazione dell'Expected Loss, L'Expected Loss costituisce il valore della perdita attessa a fronte di un credito vantato nei confronti di una controparte, per la quale si stima una probabilità di default e una capacità di recupero sul credito passato in default attraverso la cosiddetta Loss Given Default.

All'interno del modello di gestione e controllo del rischio credito, le esposizioni creditizie sono distinte in hase alla loro natura in esposizioni di natura commerciale, sostanzialmente relativa ai contratti structurati sulle commoditu oggetto del core business di Eni, ed esposizioni di natura finanziaria, sostanzialmente relative agli strumenti finanziari utilizzati da Eni, quali depositi, derivati e investimenti in titoli mobilian.

Rischlo credito por esposizioni di natura commercialo

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura commerciale, la gestione del credito è affidata alle unità di business e alle funzioni specialistiche corporate di finanza e amministrazione dedicate, ed è operata sulla base di procedure formalizzate per la valutazione e l'affidamento delle controparti commerciali, per il monitoraggio delle esposizioni creditizie, per le attività di recupero crediti e dell'eventuale gestione del contenzioso, A livello corporate vengono definiti gli indirizzi generali e le metodologie per la quantificazione e il controllo della rischiosità del cliente, in particolare la rischiosità delle controparti commerciali è valutata attraverso un modello di rating interno che combina i diversi fattori predittivi del default derivanti dalle variabili di contesto economico, dagli indicatori finanziari, dalle esperienze di pagamento e dalle informazioni dei principali info provider specialistici, Per le controparti rappresentate da Entità Statall o ad esse strettomente correlate [es. National Oil Compary] la probability of default, rappresentata essenzialmento dalla probabilità di un ritardato pagamento, è determinata utilizzando, quale dato di input, i country risk premium adottati ai fini della determinazione dei WACC per l'impairment degli asset non finanziari. Infine, per le controparti non oggetto di un processo di affidamento individuale l'expected loss è determinata, per cluster omogenei, sulla base di un modello generico che sintetizza in un unico parametro (cd. ratio di expected loss) i valori della probability di defualt e della capacità di recupero [loss given default) avuto riguordo ai dati storici di recupero dei crediti dalla società, sistematicamente aggiornati, integrati, ove appropriato, di considerazioni prospettiche in merito all'evoluzione del rischio di insolvenza.

Rischio credito per esposizioni di natura finanziaria

Relativamente al rischio di credito in transazioni di natura finanziaria derivante essenzialmente dall'impiego della liquidità corrente e strategira, dalle posizioni in contratti derivati e da transazioni con softostante fisico concontroparti finanziarie valutate al fair value, le policy interne prevedono il controllo dell'esposizione e della concentrazione attraverso fimiti di rischio credito espressi in termini di massimo affidamento e corrispondenti a diverse classi di controparti finanziarie, definite a livello di Consigio di Amministrazione e basate sul rating fornito dalle principali agenzia. Il rischio è gestito dalla funzione di finanza operativo e da Eni Trading & Shipping per l'attività in derivati su commodity nonché dalle società e aree di business limitatamente alle operazioni su fisico con controparti finanziarie, in coerenza con il modello di finanza accentrata. Nell'ambito dei massimali definiti per classe di rating, sono individuati per clascuna struttura operativa gli elenchi nominativi delle controparti abilitate, assegnando a ciascuna un limite massimo di affidamente per la singola entità legale e complessivamente per il gruppo di appartenenza, che viene monitorato e contrellato attraverso la valutazione giornaliera dell'utilizzo degli affidamenti e fanalisi periodica di Expected Loss e concentrazione.

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità è il rischio che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi [funding liquiditu risk] o di liquidare attività sul mercato (asset liquiditu risk]. La conseguenza dei verificarsi di dotto evento è un impatto negativo sul risultato cconomico nel caso in cui l'impresa sia costretta a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni o, come estrema conseguenza, una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale. Tra gli obiettivi di risk management di Eni vi è il mantenimento di un ammontare adeguato di risorse prontamente disponibili per far fronte a shock esogeni (drastici mutamenti di scenario, restrizioni nell'accesso al aggregio dei capitali] ovvero per assicurare un adeguato livello di elasticita operativa aj programmi di sviluppo Eni. A tal fine Eni mantiene una riserva di liquidità strategica costituita prevalentemente da strumenti finanziari a breye fermine e aita liquidabilità, privilegiando un profito di rischio molto contendito, Allo stato attuale, la Società ntiene di dispone di fonti di finanziamento v adeguate a soddisfare le prevedibili necessità finanziane, attraverso la disc sponibilità di attivi finanziari e di lince di credito nonché l'accesso, framite à il sistema creditizio e i mercati dei capitali, a un'ampia gamma di tigologie di finanziamento a costi competitivi.

Eni ha in essere un programma di Euro Medium Term Notes, grazio al quale il Gruppo può reperire sul mercato dei capitali fino a €20 miliardi; al 31 dicembre 2018 s programma risulta utilizzato per circa €16,7 millardi (di cui Eni SpA E 14,4 miliardi).

$$
8\ 3\ 9\ 4\ 2[862
$$

Standard & Poor's assegna ad Eniii rating A- con outlook Stabile oor il debito a lungo termine e A-2 per il debito a breve; Moody's assegna ad Eni il rating Baa1 con outlook Stabile per il debito a lungo e P-2 per il debito a breve. Il rating Eni è legato, oltre a variabili prettamente endogone e di mercato, al rating sovrano dell'Italia. A tale proposito, sulla base delle metodologie utilizzate da Standard & Poor's e Moody's, un downgrade del rating sovrano italiano può ripercuntersi sul rating delle società crnittenti italiane, tra cui Eni; nel corso del 2018 Moody's, a seguito della riduzione del rating assegnato all'Italia (da Baa2 a Baa3 con outlook stabile], ha ridotto il rating Eni di un notch (da A3 all'attuale Baa 1).

Nel 2018 sono stati emessi, nell'ambito del Gruppo, bond per un controvalore complessivo di circa £2,8 miliardi, di cui circa £1,1 miliardi [USD 1,25] miliardi] nell'ambito del programma di Euro Medium Term Notes e dirca-€1,2 miliardi (USD 2 miliardi relativo ad Eni SpA) attraverso un'emissione.

duaf-tranche sul mercato statunitense e sui mercati internazionali. Al 31 dicembre 2018, Eni SpA dispone di linee di credito uncommitted non utifizzate a breve termine di €12.355 milioni. Le linee di credito non utilizzate a lungo termino committed sono pari a €S.212 milioni, tutte scadenti oitre i 12 mesi; i relativi contratti prevedono interessi e commissioni di mancato utilizzo, negoziati sullo base delle normali condizioni di mercato.

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE DI PASSIVITÀ FINANZIARIE. DEBITI COMMERCIALI E ALTRI DEBITI

Nella taviza che segue sono rappresentati gli ammontari di pagamenti contrattualmente dovuti relativi ai debiti finanzian compresi i pagamenti per interessi.

$[6 \text{ million}]$	–興度						RANGE STATE
31.12.2018
Passività finanziarie a lungo termine	3.142	3.290	1.391	1.243	2.703	9.415	21.184
Passività finanziario a breve termino	4.435						4.435
Passività per strumenti finanziari derivati	753	74	36	21		29	923
	8,340	3.364	1.427	1.254	2.703	9.444	26.542
Interessi su debiti finanziari.	528	433	330	304	294	1,CEB	2.957
Garanzie finanziarie	62						62
				Anni di scadenta
	201B	2019	2020	Z021	2022	Oktre	iotale
31.12.2017
Passività finanziarie a lungo termine.	1.987	3.713	2,815	1.396	1.243	9.639	20.793
Passività finanziarie a breve termine	4.243						4.146
Passivita per strumenti finanziari derivati	505	81	14	10	17	39	666
	6.538	3.794	2.829	1,406	1.260	9.678	25,605
I nteressi su debiti finanziar?	485	446	349	247	223	1,062	2.B12
Garanzio finanziarie	98						98

Nella tavola che segue è rappresentato il timing degli esborsi a fronte dei debiti commerciali e altri debiti:

(Emilion: ------ --------------------------------------- .	$\sim$
31,12,2018 The State State $\cdots$ $\cdots$ $\cdots$	.	.
Debiti commer	4.92 .		.
. $\overline{\phantom{a}}$ Attri debiti e anticipi	660	28		714
. $\sim$	$\begin{array}{cccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccc$ 5.632 -------------		. 26	5.686
		Anni di scadenza
. $\sim$ $\sim$ . $- \cdot \cdot$ $-$	----- - -- ----- - - - - 2018	9-2022 .	The companion of the companion of the company	$\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$ $\cdot$
$\overline{\phantom{0}}$ . 31.12.2017	$\cdots$
Debiti commercial	5.254			5.254
Aîtri debiti e anticici:	971		26.	1.026
	6,225	29	26	6.280

PAGAMENTI FUTURI A FRONTE

DI OBBLIGAZIONE CONTRATTUALS

In aggiunta ai debiti finanziari e commerciali rappresentati nello stato patrimoniale, Eni ha in essere un insieme di obbligazioni contrattuali il cui adempimento comporterà l'effettuazione di pagamenti negli esercizi futuri. Le principali obbligazioni contrattuali sono relative ai contratti take-or-pay della Gas & Power In base al quali Eni ha l'obbligo di rittrare volumi minimi di gas o di pagare un ammontare equivalente di denaro con la possibilità di ritirare i volumi sottostanti negli esercizi successivi. Gli ammontari dovuti sono stati calcolati sulla base delle assunzioni di prezzo di acquisto del gas e dei servizi formulate nel piano industriale quadriennote approvato dalla Direzione Aziendale e per gli esercizi successivi sulla base delle assunzioni di lungo termine del management. Nella tabella che segue sono rappresentati i pagamenti non attualizzati dovuti da Eni negli esercizi futuri a fronte delle principali obbligazioni contrattuali in essere.

83942 803

Little distances in the contraction of the state of $\theta$

[£millani]	SAMA
Contratti di Jeasing operativo non annullabili	2,233	366	329	285	213	200	806
Costi di sbbandono e ripristino alti (+)	3.693	30	44	67	61	36	3,455
Costi relativi a fondi ambientali	744	154	152	107	91	41	199
Impegni di acquisto:	119.383	12.348	10.013	9.697	B.BB5	B.658	69.782
- Gasihi
- Take-or-pay	115.649	10.975	9.481	9.238	8.529	6.365	69.041
- Ship-o:-pay	3.734	1.373	532	459	356	223	741 .
Altri impegni, di cui:
- Memorandum di intenti Val d'Agri	116						104
- Aitri	20						20
Totale 1.111	126,189	12.926	10.539	10.157	9.257	B.D44	74.366

ja) lišnos zvienvonės ispistino siš accelis priodpalmente į post che si prestove di sosenere al temino dellativita diprodunte di klocarburi per la chiusua mineraria del pero, la rimosione.
dele stetuvo e il tipristino dei

Impegni per investimenti

Net prossimo quadriennio Eni SpA (comprensiva delle joint operation) prevede di effettuare un programma di investimenti tecnici di circa €5,9 miliardi. Nella tabella che segue sono rappresentati con riferimento alla data di bilancio gli investimenti relativi ai progetti

committed di maggiori dimensioni. Un progetto è considerato com- $\alpha$ mitted quando ha ottenuto le necessarie approvazioni da parte del management e per il quale normalmente sono stati già collocati o sono in fase di finalizzazione i contratti di procurement.

	ふくせい かつぶつかん			SERIES AND THE SERIES AND STATES
(Emiliani)	START OF BRIDE	…… 全期重要 医先天 アー	A BURDON I	ara -202	. 37 - -
knpcgni per progetti committed -----------	キ ファロ	98	869		403	387 ---------------------------------------

Altre informazioni sugli strumenti finanziari

Il valore di iscrizione degli strumenti finanziari e i cclativi effetti economici e patrimoniali si analizzano come segue:

					2017
		Traventi unafficienti			Proventi (onari) rilavati a
(Canilioni)	KING HO	√ Curtur√ Cerminier.	Sylendrope)	Valore di iscrizione	Conta economic a	Patrimonio notto
Stidmenti finanziari derivati:
- Strumenti finanziari derivati non di copertura to				S1)	242
- Strumenti linanziari derivati di copertura CFH (a)	154	13 I	[173]	123	[1]	(27)
Strvmenti linahziari da detenersi sino ella ecadenza:
- Titali:	20			20
Strumenti finanziari destinati al trading:
. Inucl id	5.100			5.793	(110)
Partectouzioni velutate al fair value.
- Partecipazioni minoritarie i			$^{[4]}$
- Altre imprese disponibili per la vendita.
Crediti e debiti e sitre attività/passività valutata si costo ammortizzato
. Crediti commerciali e altri crediti loj	5.574			5.882	[195]
- Credhi finanzlari (d)	4.644	379		7.512	1354)
. Debiti commerciali e altri debiti tal	(5.632)	[50]		(6.225)	153
- Debiti rinanziari Irl	(25.603)	(613)		(24.962)	[729]

[a] Elleffetti a conto accoromica sano stati rilevati negli 'Altri proventi (chen) operatori per ti ata mnomi a proveni uchan en sua versione anno secondo si anno 1992.
di ane faroveni per 6480 milion nel 2017).
[c] Glieff oventi (chen) operativ^a per E11G milio $\ddot{ }$

.
dilizzi) e nei

$-342$ 804

Informazioni sulle valutazioni al fair value

Di seguito è indicata la classificazione delle attività e passività valutate al fair value nello schema di stato patrimoniale secondo la gerarchia del fair value definita in funzione della significatività degli input utilizzati nel processo di valutazione. In particolare, a seconda della caratteristiche degli input utilizzati per la valutazione, la gerarchia del fair value prevede i seguenti livelli;

a) Livello 1: prezzi quotati [e non oggetto di modifica} su mercati activi per le stesse attività o passività finanziarie;

h] Livello Z: valutazioni effettuate sulla base di input, differenti dai prezzi quotati di cui al punto precedente, che, per le attività/passività nggetto di valutazione, sono osservabili direttamente [prezzi] o indirettamente (in quanto derivati dai prezzi);

c) Liveilo 3; imput non basati su dati di mercato osservabili.

In relazione a quanto sopra le attività e passività valutate al fair value al 31 dicembre 2018 di Eni SpA sono classificate:

		2017
E milieni]	LA BERTHE REPORT OF THE REAL	Livello 2 Livello 1	1 walin 3
Attività correnti:
Attività rimanziarie destinate al trading-	5.910 190	872 4.921
Rimanenze - Certificati bianchi	13	54
Strumenti finanziari derivati non di copertura	641	430
Strumenti finariziari derivati di copertura cash flow hedge	245	103
Attività non correnti:
Partecipazioni minoritane	18
Akre attività finanziarie - Fitoli
Strumenti finanziari derivati non di copertura	106	154
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge	84	51
Passività correnti:
Strumenti finanziari dorivati non di copertura	601	479
Strumenti finanziari derivati di copertura cash Bow hedge.	162	26
Pasaività non correnti:
Strumenti finanziani derivati non di oppertura.	142	£56
Strumenti finanziari derivati di copertura cash flow hedge.	13

Nel corso dell'esercizio 2018 non vi sono stati trasferimenti tra i diversi livelti della gerarchia del fair value.

Contenziosi

$\bar{r}$ e

$\mathcal{L}_{\mathcal{G}}$

Eni è parte in procedimenti civili e amministrativi e in azioni tegali collegate al normale svolgimento delle sce attività. Sulla base delle informazioni attualmente a disposizione, e tenuto conto dei fondi rischi esistenti, Eni SpA ritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul bilancio di esercizio. Per una sintesi dei procedimenti più significativi riguardanti Eni SpA si rinvia al paragrafo "Garanzie, impegni e rischi - Contenziosi" delle Note al bilancio consolidato. Per tali contenziosi, come indicato nelle Note al bifancio consolidato, selvo diversa indicazione non è stato effettuato alcuno

stanziamento perché Eni SpA ritiene improbabile un esito sfavorevole dei procedimenti ovvero perché l'ammontare dello stanziamento non è stimabile in modo attendibile.

Regolamentazione in materia ambientale

Si tinvia al paragrafo "Garanzie, impegni e tischi - Regolamentazione in materia ambientaie" delle Note al bilancio consolidato. Con riferimento allo Schema Europeo di Emissions Trading (ETS), nell'esercizio 2018, a fronte di 6,01 milioni di tonnellare di anidride carbonica emessa in atmosfera, sono stati assegnati 4,36 milioni di permessi di emissione. Il deficit risultante [1,65 milioni di tonnellate di permessi di emissione] è stato interamente componsato mediante acquisto di permessi di emissione sul mercato.

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

	$83942$ \$
26 Ricavi
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
[En:Iloci]		2017
Ricavi delle vendite e delle prestazioni
Prodotti Petroliferi	14.956	12.544
Gas naturale e GPL	10.566	10,834
Encrgia electrica e utility	2.419	2,600
GNL	1.679	885
Greggi	751	739
Gestione sviluppo sistemi informatici	103	97
Vettoriamento gas su tratte estere	68	69
Altre vendite è prestazioni.	1,251	1,218
	31.795	28,906
Variazioni del lavort in corso su ordinazione		$^{(2)}$
	31.795	28.984

$\lceil a \rceil$ Per ulteriori informazioni si ilimia alla nota n. 18 - Altre passività

friçavi delle vendite e delle prestazioni sono indicati al netto delle seguenti voci:

[Cmillois]		2017
Accise su prodotti petrolifori	(133.8)	[0.530]
Vendite a gestori di stazioni di servizio per consegno fatturate a tholari di carte di credito e corte prepagate	[1.876]	(1.693)
Vendite în conto permuta di prodotti petroliferi, escluse le accise	(476)	[444]
Prestazioni fatturate a partner per attività in joint ventura	[226]	(200)
Ricavi operativi relativi a permute greggi	(123)	(190)
Ricavi per operazioni a premio per fidelizzazione crientela
--------------------------------------	(11.371)	(11.172)

I ricavi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

ALTRI RICAVI E PROVENTI

[E miliani] Piusvalenze da cessioni e da conferimenti
Locazioni, affitti e noleggi
Proventi per attività in joint venture
mdennizzi
Altri oroventi	200
	331

A, $\mathbf{r}$

$$
3\,3\,9\,4\,2\,\text{{\small [}p!o6}}
$$

lioni a seguito della circostanza che nell'esercizio precedente era stata — Gli altri ricavi e proventi verso parti correlate sono indicati alla nota n. rilevata la plusvalenza relativa alla cessione dell'interest del 25% nell'A- 32 - Rapporti con parti correlate.

Le plusvalenze da cussioni e da conferimenti si riducorio di €1.981 mi- rea 4 in fase di sviluppo nell'offshore del Mozombico (€1.985 milioni).

27 Costi

ACQUISTI, PRESTAZIONI DI SERVIZI E COSTI DIVERSI

JE millour,		2017
Costi per materie prime, sussidiarle, di consumo e merci-	24 OO4	20.304
Casti per servizi	5.282	6.248
$\cdots$ --------------------------------------- Casti per gadimento di beni di terzi	490	47G
Accantonamenti netti ai fondi per rischi e oneri-	49.	110
Variazioni rimonenze	120
Altri oneri	734	307
	30.GZZ	27.205

l costi per materie prime, sussidíarie, di consumo e merci riguardono:

∫€ miltioni]		2017
Gas naturale	10.315	8.841
Materie prime, sussidiarle	8.845	7,595
Predetti	3.862	3.159
Semilavorati	昭	576
Materiali e materie di consumo	309	255
a dedurre:
Acquistl per Investimenti.	179	[115]
Ricavi recuperi da partnes quota costi acquisto per materie prime, sussidiarie, di consumo e morci	ΞIJ	[17]
	24.004	20.304
_________

I costi per servizi riguardano:

[Emailbuil]		2017
Trasporto e distribuzione di gas naturale.	1.820	2.531
Progettozione e direzione lavori	E05	509
Talring fee per la produzione di energia elettrica	556	449
Costruzioni, rilievi geologici e geofisici e perforazioni-	451	371
Manutenzioni	354	334
Trasporti e movimentazioni	311	300
Consulenzo e prestazioni professionali	234	267
Sviluppo, gestione infrastrutture e applicativi ICT	221	230
Costi di vendita diversi	159	견
Trasporto e distribuzione di energia elettrica	145	451
Viaggi, missioni e altri	120	113
Servizi di modulazione e stoccaggio	83	126
Postali, velefoniche e ponti radio-	B1.	93
Pubblicità, promozione e attività di comunicazione.	80	88
Compensi di lavorazione	21	25
Altri	863	906
	6.115	2009
a ded vre:
Servizi per investimenti	(640)	(581)
Ricavi recuperi da partner quota costi per servizi.	[193]	[1EO]
	5.282	6.248

I costi di ricerca e sviluppo che non soddisfano le condizioni stabilite per la loro rilevazione nell'attivo potrimoniale, sono rilevati a conto economico e ammontano a @129 milioni,

I costi per godimento beni di terzi di £490 milioni comprendono royalties su prodotti petrofileri estratti per €161 milioni (€115 milioni al 31 dicembre 2017].

Gil accantonamenti netti ai fondi per nachi e oneri ammontano a E492 milioni. Le informazioni relative ai fondi rischi e oneri sono indicate alla nota n.20 - Fondi per rischi e oneri, cui și rinvia.

Gli altri oneri di €234 milioni includono essenzialmente: (i) la imposte indirette e tasse (€121 milioni); (ii) gli oneri addebitati dal GSE - Gestore Servizi Energetici relativi a differenziali zonali, gli oneri per transazioni effettuate sulla borsa elettrica e gli oltri oneri di gestione delle attività connesse con la commercializzazione dell'energia efettrica (€37 milioni).

I pagamenti minimi futuri dovuti per contratti di leasing operativo non annullabili si analizzano come segue:

Le milioni) . .		2017 $\sim$
i anno _________ $\cdots$	386	222 $\sim$ $\sim$
da 2 a 5 anni $\cdots$	1.04E	417
ditre 5 anni. _________ .	80 B	286
the contract commence concerned an exclusive couple of group commencements in the contract construction of	2.233	930

I contratti di leasing operativo riguardano principalmente contratti di "tolling fee" per la produzione di energia elettrica, asset per attività di perforazione e produzione, time charter e noli di navi a lungo termine, terreni, stazioni di servizio e immobili per ufficio. Questi contratti possono prevedere opzioni di rinnovo. Non di sono significative restrizioni imposte ad Eni dagli accordi di leasing operativo con riferimento alla distribuzione di dividendi, alla disponibilità degli asset o alla capacita di indebitarsi.

Gli acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi verso parti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

COSTO LAVORO

Il costo lavoro si analizza come segue;

(curgioni)		2312
Salari e stipendi	884	883
Orseri sociali	247	245
Oneri per benefici ai dipendenti	114	141
Costi personale in comendo ________		46
Alvi costi
	1.302	1.315
a dedurre: .
$\frac{1}{2}$ proventi relativi al personale	[12D]	${117}$
- increments el immobilizzazioni per lavori interni	(50)	(36)
- ricavi recupari da partner quota costo lavoro	[4]	[4]
________	1.128 .	1.159

Gli oneri per benefici ai dypendenti sono analizzati aila nota n. 21 - Fondi per benefici ai dipendenti,

Numero medio del dipendenti

Il numero medio dei dipendenti ripartito per categoria è il seguente:

$(numsrc)$ . `Zű. H the company of the company and Dirigenti Quadri - 328 $\alpha$ , $\beta$ , $\beta$ Service 5,678 Impiegati 1.055 Operal 11.686 and the company of the company of the company of the company of the company of the company of the company of the

N'numero medio dei dipendenti è calcolato come media mensile dei dipendenti per categoria.

ff 71 20

2.25

625

313

change in the first

ś

į

arios

$83942[808$

Piani di incentivazione dei dirigenti con azioni Enl

L'Assemblea del 13 aprile 2017 ha approvato il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019, conferendo al Consiglio di Amministrazione ogni potere necessario per l'attuazione dei Piano e autorizzando lo stesso a disporre fino a un massimo di 11 milioni di azioni proprieal servizio del Pfano. Il Piano di Incentivazione di Lungo Termine 2017-2019 prevede tre attribuzioni di azioni ordinarie negli anni 2017, 2018 e 2019 ed è destinato all'Amministratore Delegato di Eni e ai dirigenti di Eni e delle sue società controllate rientranti nell'ambito delle "risorse managerial critiche per il business°, individuate tra coloro che occupano le posizioni più direttamente responsabili dei risultati aziendafi o che sono di interesse strategico, compresi i dirigenti con responsabilità strategiche. Il Piano prevede l'assegnazione di azioni Eni a titolo gratuito ai beneficiari al termine di un periodo di vesting triennale a condizione che gli stessi siano rimasti in servizio. Cogrentemente alla natura sostanziale di retribuzione, ai sensi delle disposizioni dei principi contabili internazionali, il costo del piano è determinato con riferimento al fair value degli strumenti attribuiti e alla previsione del numero di azioni da assegnare al termine del vesting period; il costo è rilevato pro-rata temporis lungo il vesting period. Il numero di azioni che verrà assegnato a scadenza dipende: (i) per il 50%, dall'andomento del Total Shareholder Return (TSR) del sitolo Eni, rapportato al TSR dell'indice FTSE Mib di Borsa Italiana, confrontato con quello registrato da un gruppo di competitors di Eni ("Peer Group")³ rapportato anch'esso con il TSR delle rispettive borse valori di riferimonto¹⁰; e [ii] per il 50%, dalla variazione percentuale annuale del Net Present Value (NPV). delle riserve certe confrontata con l'analoga variazione di ciascuna sucietà del Peer Group, in base all'andamento dei parametri di performance sopra indicati, il numero di azioni che saranno offerte a titolo gratuito dopo tre anni dall'attribuzione potrà essere compreso tra lo 0% e il 180% del numero delle azioni attribuite inizialmente; il SO% delle azioni che saranno effettivamente assegnate a ciascun beneficiario in

servizio sarà sottoposto ad una clausola di lock-up che ne impedisce il trosferimento per un anno dalla data di assegnazione.

Alla grant date sono state attribuite: [i] nel 2017, n. 1.219.061 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a E7,99 per azione; (ii) nel 2018, n. 1.517.975 azioni; il fair value medio ponderato di tali azioni alla medesima data è pari a €11,73 per azione,

La determinazione del fair value è stata operata adottando appropriate tecníche di valutazione avuto riguardo ai differenti parametri di performance previsti dal piano (raetodo stocastico per la componente del piano afferente al TSR e modello Black-Scholes per la componente afferente al NPV delle riserve) tenendo conto, essenzialmente, del valore del titolo Eni a‼a data di attribuzione (€14,746, per l'attribuzione 2018; €13,81 per l'attribuzione 2017), ridotto dei dividendi attesi nel vesting period [ca 5,8% del prezzo dell'azione alla data di attribuzione], considerando la volatilità del títolo (ca 20% per l'attribuzione 2018; ca 25% per l'attribuzione 2017), le previsioni relative all'andamento dei parametri di performance, nonché il minor valore attribuibile alle azioni caratterizzate dal vincolo di redibilità af termine del vesting period (ed. lock-up period).

I costi relativi al Piano di Incentivozione di Lungo Termine 2017 e 2018, rilevati come componente del costo lavoro, ammontano a €4,3 milioni [€0,3 milioni nel 2017] con contropartita alle riserva di patrimonio hetto.

Compensi spettanti al key management personnel

L'ompensi spettanti a suggetti che hanno il potere e la responsabilità della pianificazione, direzione e controllo della Società e quindi gli amministratori esecutivi e non, i Birigenti con responsabilità strategiche (cd. key manageroent personnel) in carica nel corso dell'esercizio ammontano (inclusi i contributi e gli oneri accessori) a £35 milioni e €40 milioni rispettivamente per il 2018 e il 2017 e si analizzano como segue:

(Emilioni) . Salari o stipendl	2017
Benefici successivi al rapporto di lavoro Ahri benefici a lungo termine
Indennità per cessazione rapporto di lavoro

Compensi spettanti agli amministratori e sindaci

I compensi spettanti agli amininistratori ammontano a €9,6 milioni e i compensi spettanti ai s{ndaci ammontano a €374 mila (art. 2427, n.16 del Codice Civile), Questi compensi riguardano gli emolumenti e ogni sitra somma avente natura retributiva, previdenziate e assistenzia?e dovuta per lo svolgimento della funzione che abbiano sostituito un costo per la Società, anche se non soggetti all'imposta sul reddito delle persone fisiche.

(9) II Peer Eroup & composite dalla seguenci società: Amadacko, Apache, BP, Chewon, ConsopPhiláps, GoronMubit GII. Royal Dunca Shou, Statoire Tetal (19) La cuadizione di performance connessa con il TSR ai sensi dei principi contabili internazionali rappresenta una co. market condition

28 Proventi (oneri) finanziari

	8394288
28 Proventi (oneri) finanziari
(6 milioni) Proventi (oneri) finanzisri;		2017
Provend finanziari	1.616	1.682
Oneri finanziari	(1.279)	(2.698)
Proventi (oneri) su attività finanziane destinate al trading	33	[110]
	(230)	[1.125]
Strumenti finanziari derivati	(97)	400
	[327]	(646)

I proventi (oneri) finanziari si analizzano come segue:

[Emilioni]		2017
Proventi (aneri) Shanzfari correlati all'indebitamento finanziario netto:
Interessi e altri oneri su prestiti obbligazionari	[459]	(565)
Interessi e altri pneri verso banche e altri finanziatori.	ſеэ	f70
Interessi astivi su depositi e c/c
Proventi (oneri) su attività finanziarie destinate al trading	33	(110)
Interessi e altri proventi su crediti finanziari non strumentali all'attività operativa.	45	쬔
Commissioni mpocato utilizzo linee di credito	[12]	(B)
	(458)	[705]
Differenze attive [passive] di cambio:
Differenze attive realizzate	1.270	1.127
Differenze attive da valutazione	142	316
Differenze possive realizzate	(1,037)	(1.251)
Differenze passive da valutazione	[267]	[740]
	108	[548]
Altri proventi (oneri) finanziari:
Oneri finanziari connessi al trascoprere dei tempo tat	(42)	[44]
leteressi e altri praventi su crediti finanziari strumentali all'attività operaziva.	114	144
Commissioni per servizi finanziari	39	32
Onerl correlati ad operazioni di factoring	(4)	(25)
Akri praventi		10
Altri onori	f19)	730)
	50	82
Oneri finanziari imputati all'attivo patrimoniale.	30	40
	(230)	[1.126])

(a) La voce riguarda l'incremento dei fondi rischi ed gheri che sono indicaci, ad un valore attestizzato, nelle passività non correnti del bitancin,

alla nota n. 22 - Strumenti finanziari derivati e hedge accounting.

Gli strumenti finanziari derivati, negativi di E97 milioni, sono indicati li proventi (oneri) finanziari verso porti correlate sono indicati alla nota n. 32 - Rapporti con parti correlate.

深遠

$8394280$

29 Proventi (oneri) su partecipazioni

I proventi (onerl) su partecipazioni si analizzano come segue:

e rujijouj) $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , $\mathbf{r}$ , .		2017
$\overline{\phantom{a}}$ Dividendi	4.851	3.0日
Altri proventi		153
Totale proventi	4,925	$3.21 +$
Svalutazioni e altri oneri	1.239	[512]
$\cdots$ $- \cdot - \cdot$	3.689	2.702

i proventi su partecipazioni si analizzano come segue:

[£ Inflieni]		2017
Dividendi
Enil International BV	3.716	2.569
Eni Investments Pfc	436
Versalis SoA	304
Trans Tuoisian Pipeline Company SpA	24	87
Eni Trading & Shipping SpA	23	113
Enl Finance International SA	69
EniPower SpA	60	100
Ecofuel SpA	35	65
Eni Insurance DAC	35
EniProgetti SpA	18	5
Floaters Spa	$\mathbf{1}$	19
Transmediterranean Pipeline Ltd		9
Eni Gas & Power NV		22
Gos Distribution Company of Thessaloniki-Thessaly SA		12
Transmed SpA	3
Altre i
	4,851	1,061
Altri proventi
Ripresa di valore LNG Shipping SpA	57
Ripresa di valore Floaters SpA
Ripresa di valore Eni Mediterranta Mrocarburi SoA.
Ripresa di valore Eni Gas & Power NV		134
Ripresa di valore Eni Mediterranca Idrocarburi SpA		11
Proventl su cessione Italgas SpA		в
	77	153
Totale proventi	4,928	3.214

$\ddot{\phantom{0}}$

$\bar{z}$

	83942
Le svalutazioni e gli altri oneri si analizzano come segue:
[Emilioni]	3. 不可以 2000	2017
Svalutazioni
Eni Investments Plc	476
Versalis SpA	258 $\overline{\cdots}$
Syndial SpA	202	210
Raffineria di Gela SpA	124	92
Eni Petroleum Co Inc.	102
EniProgetti SpA	27	47
Unión Fenosa Gas SA	15	₿¢.
Servizi Aerei SpA	8
Agenzia Giornalistica Italia SpA		6
Eni Mezambico SpA
Eni New Energy SpA
Eni Adfin SpA [in liquidazione]		15
Società Petrolifera Italiana SpA
Eni West Africa SpA
LNG Shipping SpA		41
Altre minuri
	1,234	512
Altri oned
Perdite su partecipazione Raffineria di Gela SpA.	5
Totale onerf	1,239	512

30 | Imposte sul reddito

2012 33 [10]
[61]
[72] 33
138 (38)
[34]
[311] (5)
[6]
(E)
86
$[3]$ (171)
Verbale di Constatazione del 24 aprile 2018 riguardante accise sui pr dotti energetici per i periodi d'imposta 2008-2017.
	υ, $[12]$ 125 (257) [42] 128 ________

$\mathcal{Q}_{\mathcal{C}}$

and the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the control of the cont

$\sim$

L'analisi della differenza tra l'aliquota teorica e l'aliquota effettiva di Eni SpA, inclusiva delle joint operation è di seguito analizzata:

					2017
(Cimiliani)		SANCH SANCH			Allqueta	Imposta
Utile prima delle imposte	3.176	24,00%	762	3.757	24.00%	902
Differenza tra valore e costi della produzione	${106}$	5,00%		1.701	5,00%
Aliquota teorica		24,00%			24,00%
Effetro della variazioni in aumento (tilminuzione) rispetto all'aliquota teorica:
- dividenci esclusi da tassazione		-34,82%			$-15,57.5$
- cessioni pex					$-12,00%$
- effetti imposte Joint Operation					$-2,29.5$
- perdite fiscali società consolidate		-1,70%			-1,36%
- svalutazioni/rivalutazioni partecipazioni		9,32%			2.34%
- svalutazione anticipate		3,12%			0,37%
- imposte estere cessions Mazambleo-					8,01%
- addizionale IRES Lagge 7/2009.					1.62%
- ahke variazioni		0,17x			2,43%
Aliquata effettiva		0.09%			4,55%

Questa differenza è dovuta essenzialmente alla quota non imponibile dei dividendi incassati nell'esercizio, con un effetto sul tax rate del 34,02%.

茅】 Esplorazione e valutazione di risorse Oil & Gas

I valori rilevati in bifancio in merito all'attività di esplorazione di valutazione di risorse minerarie, relative alla Exploration & Production, sono di seguito indicati:

(Emilioni)	Kabup in	2017
Ricavi relativi all'atrività di esplorazione e valutazione
Costi di esplorazione ed aporaisal imputati a conto economico:
- costi per prospezioni geologiche e geofisiche	24
Totaje costi di esplorazione ed appreisal imputati a conto oconomico	24
Attività materiali: attività di esplorazione ed appraisali _________	287	337

32 Rapporti con parti correlate

Le operazioni complute da Eni con le parti correlate riguardano:

• a] lo scambio di beni, lo prestazione di servizi, la provvista e l'impiego di mezzi finanziari con le imprese controllate, collegate e joint venture, come meglio specificato nel prosfeguo;
• b} lo scambio di beni e la prestazione di servizi con aitre società controllate dallo Stato italiano, come meglio specificato nel prosieguo;
• c) lo scambio di beni e la prestazione di servizi con società correlate a Eni SpA per il tramite di alcuni componenti del Consiglio di Amministrazione. Tali operazioni sono esenti dall'applicazione della normativa interna Eni "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate", emanata in attuazione della regolamentazione Consob, poiché si trotto di operazioni ordinarie concluse a condizioni di mercato o standard, ovvero paiché al di sotto della soglia di esiguità prevista dalla procedură stessa;
• d) i contributi a soggetti non aventi natura societaria, riferibili a Enf

SpA, che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico e i contributi versati ai fondi pensione. In particolare nel corso del 2018 con; [i] Eni Foundation, costituita senza scopo di lucro e con l'obiettivo di perseguire esclusivamente finalità di solidarietà sociale ed umanitaria nei settori dell'assistenza, della sanità, dell'educazione, della cultura e dell'ambiente, nonché della ricerca scientifica e tecnologica (£3 milioni); [ii] Fondazione Eni Enrico Mattei [FEEM], costituita con lo scopo di contribuire, attraverso studi, ricerche e iniziative di formazione e informazione, all'arricchimento delle conoscenze sulle probiematiche riguardanti l'economia, l'energia e l'ambicate su scala locale e globale [€4 milioni); (iii) fando pensione dirigenti (€22 milioni).

Tutte le operazioni sono state compiute nell'interesse della Società e, ad eccezione delle operazioni con gli enti che perseguano iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, fanno parte deil'ordinaria gestione.

$83942[8/3$

Esercizio 2018

$\overline{\phantom{a}}$

							83942 813
L'analisi dei rapporti di natura commerciale e diversa con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato à la seguente:
Esercizio 2018
			Maria Alexandr				eāia
Denominazione Imprese controllato	Lesith pine, them esting Emiliani Second Handel School Hand		AZ GERMAN	Negra ) Highly	9604.	a sa sa 愛嬌頭		Xinkadju icomodo Alfy F
Agip Caspian: See BV					13.746		ъ
Agip Karachaganek BV					3.016		14
Agip Oil Ecuador 9V	1				495		3
Ecofuel SpA	G	16			Β	200	Е
Eni Abu Dhabi BV	g	1			34.918	1	10
Eni AEP Ltd					102
Eel Algeria Exploration BV					65		4
Eni Angola SpA	33				2.988		49
Ent Austria GmbH	11				12		134
Enl Congo SA	30						56 750
Eni Deutschland Gm.bH	42	9			23	104	4
En i Finance International SA	2			41	.	$\cdots$	14
Eni France Sarl	3				55	90 10	1.757
Eni Fuel SpA	268	44			32 79		845
Eni Gas & Power France SA	215 430	189	62	43	544	(27)	1.885	22
Sni gas e luçe SoA	98	1			174	24	21
Eni Insurance Designated Activity Company Eni international DV					175		Е
Eni Lasmo pic					565
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	23	34			6	265	108
En! México S, de RL de CV	22	Ż			262	1	50
Eni Mozambique Engineering Ltd	Б	23				112	17
Eni Muara Bakau 8V	12	34				382	14
Eni Norge AS						115	32
Eni North Africa BV	17	zz			64	260	90
Eni Pakistan (M) Limited Sarl					52
Eni Petroleum US Lic					253
Eni Suisse SA	$\frac{12}{1}$					15	160
Eni Trading & Shipping SpA	1.102.	$+317$		680	4.270	9.379	4.906	460
Eni Trading & Shipping Inc.					533
Sed ULX Ltd					221
Ent US Operating Co. Inc.					692
Eni USA Gas Marketing Lic					1,260
EniPawer Mantova SpA					è	138	18
EniPower SpA		213			13	433	75
EniProgetti SpA	18	95				135	22
EniServizi SpA	15	26			10	136	39
Floaters SpA		18			Ż	55	з
leec Exploration BV	39					1	93
LNG Shipping SpA	5					60	$\frac{3}{45}$
Nigerian Agly Oil Co Ltd	15				72
Raffineria di Gela SpA	з				143	ŻВ	$\overline{15}$
Syndial SpA	25	165			755	356	$^{43}$ 59
Trans Tunislan Pipeline Company SpA	19	81				376
Versalis France SAS					94
Versalis SpA	179	63	3		608 410	156 160	860 374
Altro rel	147 2.906	99 2,508	922	764	66.376	12.915	12.526	490

Ne

驧

$8394284$

Deneminazione [Emiliani]	表演 / 新西瓜市 法文学的问题的原	Tellisting Lietuving	A Thing (		Dedvro (VzVz
Imprese collegate e a controllo conglunto
Angola LNG Supply Services LIC
Coral FLNG SA							G2
Groppo Saipem		20			793	66
Società EniPower Ferrara Srl		45			10	113
Unión Fenosa Gas SA					57
Yar Energi AS	11
Altre 1+1	v					52	22
	51				1.256	251	230
Imprese controllate dallo Stato
Gruppo Ervel						68	92
Gruppo Snam	234	284				1.183	106
Gruppo Tema						57	17
GSE - Gestare Servizi Energetici	50	29					53S
Altre imprese a controllo statale t+1	20					16	34
	32 B	387				1,801	294
Fondi pansione e fondazioni						29
	3,285	2.979	922	754	67.632	14.996	13.540	5D B

$\mathbf{r}$

$\mathcal{L}$

						839	4
Esercizio 2017
			31.12.2017				2017
	Creditie altre	Debiti e altre	Derivati -	Derivati				: Derivati su
Denominazione (Ernilloni)	attivila	passività	attivl i	passivi j	Garanzie	Costilal	Ricavilal	commodity
Imprese controllate
Agip Casplan Sea BV	2				13.120		3
Agip Karachaganak BV	10				2.881		17
Agip Gil Ecuador BV	Z				131
Ecofuel SpA	7	12	ı		8	104	£,	era era
Eni AEP Ltd					92
Eni Angola SpA	꼪				2.853		57
Eni Austria GmoH	4				12		1CD
Eni Canga SA	27						69
Eni Deutschland GmbH	04	ă			ŗ,	106	59?
Eni Finance International SA	z		63	94		$\left( 1\right)$	з
Eni France Sarl	2				55	BZ	10
Eni Fuel SpA	226	48			44	$12\,$	1.417
Eni Gas & Power France SA	248				35		836
Eni Gas & Power NY						9	183
Eni gas e luce SpA	538	286			594		B42
Enlinsurance Designated Activity Company	203	4			92	24	4
Zni Lasmo plo					539
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	25	58			Б	225	9O
Eni México S, de RL de CV	θ	1			262		10
Eni Mozambique Engineering Ltd	6	89				102	14
Eni Norge AS	13	10		2	221	88	33
Enl North Africa BV	19	12			61	137	39
Eni Pakistan [M] Ltd Sarl					50
Eni Suisse SA	10	z				18	112
Eni Trading & Shipping Spa	1.127	1.550	431	409	7513	8.399	3.820	(364)
Eni Trading & Shipping Inc.					391
Eni UcX Ltd					210
Eni USA Gas Marketing Lic	?.	1			1.530
EniPower Mantova SpA	4	θ			6	92	14
EniPower SpA	20	182			24	356	60
EniProgetti Spa	19	91			7	130	19
EniServizi SpA	15	18			10	121	34
Floaters SpA		13.			ö,	50
lead Predirection BV	65	Е				1	-124
Nigerian Agip 02 Co Ltd	23				68		$\frac{33}{2}$
Raffineria di Gela SpA	7	19			143	29	18
Syndlal SpA	23	148			765	245	翌
Trans Tunisian Plpeline Company SpA	16	$\frac{159}{156}$				358	59
Versalis France SAS					94
Versatis SpA	185	43		2	1.017	156	697	$\left( 2\right)$
Altre (+)	$1\%$	133			3.24B	908	$^{425}$
	3.146	2,839	498	208	34.199	11.242	9.890	1, 159)

$\ddot{\phantom{a}}$

$\ddot{\phantom{0}}$

羅

Þ,

$83942 | 816$

				31.12.2017				2017
Denominazione	(€ milichi)	attività :	Creditle altre : Debldie altre : passività '	Darivati - attivf j	Derivatl ivieeeq	Geranzie !	Casti ol	Ricavin	Derivati su ; commodity
Imprese collegate o Joint venture
Gruppa Saipem		11	21			2273	42	6
Società EnlPower Forcara Sri		Э				10	98	23
Unión Fenosa Gas Comercializadora SA								99
Unión Fenosa Gas SA						57		104
Atre (*)		37	4				54	41
		51	32			7.341	197	273
Imprese controllate dallo Stato
Gruppe Enel $\cdots$		З	Б				332	151
Gruppo Italizas		R					372	9
Gruppo Snam		183	351				1.221	B3
Gruppo Terna							78	29	16
GSE - Gastore Servizi Energetici		47	S4				308	679
Anze imprese a controllo statule ral		$^{+30}$	źź.				26	q
		283	429				2.342	960	16
Fondi pensione e fondazioni			2				25
		3.480	3.902	498	508	41.541	13.007	11.123	(249)

$\cdot$

(a ) tosti si differenziano va quelli dello scliema di conte educanico periodisco espostali lordo delle quam costalizzate del costo per parsonale in camando.
(b) i ricavi si differenziano da quelli dello schema di conto ec

$\sim$

$\frac{d}{dt}$

$83942947$ District a product of the finance of the state of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the State of the

l'rapporti più significativi con le imprese controllate, coflegate e joint venture rivuardano:

• l'acquisto di greggio da Eni Trading & Shipping SoA e da Eni Mediterranea Idrocarburi SpA sulla base dei corrispettivi (egati alle quotazioni dei greggi di riferimento sui mercati internazionali riconosciuti;
• la fornitura di prodotti petroliferi a società italiane controllate [tra le principali Eni Fuel SpA, Eni Mediterranea Idrocarburi SpA, Ent Trading & Shipping SpA, Versalis SpA), nonché di greggi a Eni-Deutschland GmbH e prodotti petroliferi a controllate estere, principalmente europee (tra cui Eni Austria GmbH ed Eni Suisse SA). I rapporti sono regolati sulla base di corrispettivi legati alle quotazioni dei prodotti e dei greggi sui mercati internazionali di riferimento. riccooscieri-
• la fornitura di gas e GNL a società controllate in Italia [Eni gas e luce SpA, Eni Trading & Shipping SpA, Versalis SpA, J e all'estero (Eni Gas & Power France SA, Unión Fenosa Gas SA, Unión Fenosa Gas Comerciatizadora SA) sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
• la fornitura di energia elettrica e vapore a società controllate (Eni gas e Iuce SpA, EniPower SpA, Eni Trading & Shipping SpA, Versalis SpA);
• l'acquisto di gas da società controllate e collegate {tra le principali Eni Mediterranea kurocarburi SpA, Eni Norge AS, Eni North Africa BV, Eni Muara Bakau BV, Eni Trading & Shipping SpA) sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici;
• l'acquisizione di servizi di ingegneria da EniProgetti SpA ed Eni Mozambigue Engineering Ltd;
• l'acquisto di carburante per aviazione da Eni France Sàrl ed Eni Deutschland GmbH sulfa base di corrispettivi legati alle quotazioni del prodotto sui mercati internazionali riconosciuti;
• la fornitura di servizi specialistici nel campo dell'upstream petrolifero a società controllate e collegate [tra la principali Agip Caspian Sea BV, Coral SLNG SA, Eni Angola SpA, Eni Congo SA, Enl Mediterranea Idrocarburi SpA, Eni Norge AS, Eni North Africa BV, leoc Production BV, Nigerian Agip Bil Co Ltd] fatturati sulla base dei costi sostenuti:
• l'acquisizione di servizi di trasporto gas all'estero da Trans Tunision. Pipeline Company SpA; i ricavi verso la Trans Tunisian Pipeline Company SpA riguardano essenzialmente la venoita del gas utilizzato. dalla società per assolvere il proprio debito d'imposta in natura nei confranti dello Stato tunisino;
• l'acquisizione di servizi relativi all'utilizzo del mezzo navale Firenze. FP50 impiegato nel giacimento offshore Aquila da Floaters SpA;

• l'acquisto di prodotti petrolchimici da Ecofuel SpA sulla base di corràspettivi legati alle quotazioni sui mercati internazionali riconosciuti dei prodotti;

• l'acquisizione di vapore ed energia elettrica e titoli ambientali da Eni-Power SpA e di energia elettrica da EnjPower Mantuva SpA e Società EniPower Ferrara Srl;

• l'acquisizione del servizio di cabotaggio [via mare] di prodotti da Eni Trading & Shipping SpA;
• l'acquisizione di servizi di trasporto marittimo da LNG Shipping SpA:
• il servizio di Tolling che Eni acquista dalle società EniPower SpA ed EniPawer Mantova SpA prevede la consegna in como lavorazione del gas e fa messa a disposizione defl'energia elettrica prodotta;
• l'acquisizione di servizi di ingegneria e di perforazione dal Gruppo Saipem:
• il riconoscimento a Sundial SpA degli oneri ambientali sostenuti a fronte di garanzie rilasciate all'atto della cessione delle partecipazioni in Agricoltura SpA e Singea SpA.

Eni ha inoltre rapporti commerciali con società di scopo sinalizzati alla prestazione di servizi al Gruppo Eni (tra le principali EniServizi SpA ed Eni Insurance Designated Activity Company], In particolare i rapporti con EniServizi SpA che svolge servizi generali quali la gestione di immobili, la ristorazione, la guardiania, l'approvvigionamento dei beni non strategici e la gestione dif magazzini, în considerazione dell'attività svolta e della natura della correlazione (società possedute interamente o pressoché interamente), i serviziforniti da queste società sono regolati sulla base di tariffe definite sulla base dei costi sostenuti - così come quelli che Eni fornisce alle proprie controllate in ambito informatico, amministrativo, finanziario, legale e di procurement - e della remunerazione del capitale invostito.

Eni stipula con Eni Trading & Shipping SpA contratti derivati a copertura. del rischio commodity.

• I rapporti più significativi con le imprese controllate dallo Stato riguardano:, la vendita di gasolio, la vendita di carburante tramite carte di pagamen-
• to, la compravendita di gas e servizi di trasporto con il Gruppo Enel; la compravendita di energia elettrica, gos e titoli ambientali e la vendita
• di prodotti petroliferi a GSE Gestare Servizi Energetici per la costituzio ne delle scorte specifiche tenute dall'Organismo Centrale di Stoccaggio Italiano (OCSIT) in accordo al Decreto Legislativo n. 249/12;
• l'acquisizione di servizi di dispacciamento e la compravendita d energia elettrica por esigenze di bilanciamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici e la stipula di contratti derivati su commodity a copertura del rischio di volatilità del corrispettivo per l'assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto con il Gruppo Terna;
• l'acquisizione di servizi di trasporto, di stoccaggio e servizi di distribuzione del gas da? Gruppo Snam sulla base delle tariffe stabilite dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente nonché la compraverdita di gas per esigenze di bilanclamento del sistema sulla base di corrispettivi legati all'andamento dei principali prodotti energetici.

∛

L'analisi dei rapporti di natura finanziaria con le imprese controllate, collegate e joint venture e con altre società controllate dallo Stato è la seguente:

Esercizio 2018

Imprese controllate 493 Banque Eni 54 203 Eni Adfin SpA (in liguidazione) 108 26.665 514 2.629 18 Eni Finance International SA 3,231 Eni Finance USA Inc 179 20 382 Enrigas e luce SpA 74 Eni Hewett 1td Eni Mediterranea Idrocorbuzi SpA 165 960 232 1,603 29 Eni Trading & Shipping SpA B 73 Eni Trading B: Shipping Inc. 279 EniPawer SpA 85 11 229 229 1 146 21 1.931 39 7 84 20 506 15 10 57 350 119 181 31.757 15 5.070 4.720 62 £5 12 20 20 7 19 74 188 19 4.747 31.777 5.144	Denominazione	A MARINE AND SEARCH AND REAL PROPERTY [Endion] Websidia	海底病理 医非动脉炎 医甲基甲基	TAN CROSS 20	光星四期人 Hrowing .	் த ் மாதன்
EniProgetti SpA LNG Shipping SpA Raffineria di Gela SpA Serfactoring SpA Trans Tunisian Pipeline Company SpA
						163
Syadial SpA Versalis SpA Altre imi Improso collegate e joint venture Società EniPower Perrara S/l Attre rel Imprese controliate dallo Stato Altra imprese a controllo statale (x)
						15
						211
						211

(*) Per rapporti di importo unhario inferiori a £50 milioni.

$\ddot{\phantom{a}}$

83942 88

Esercizio 2017

						83942
Esercizio 2017
		31.12.2017			2017		Discontinued
Depominazione	(Emilloni) Erediti	Debiti	Garenzie	Onerl ,	Praventi	Derivati	Coerations
Imprese controllate
Banque Eni SA	364	52				[2]
Eni Adfin SpA (in liquidazione)		211
Eni Finance International SA	5,282	381	26.736	25	15的	(370)
Eni Finance USA Inc.			2.894		1
Eni gas e luce SpA	736				13
Eni Howett Ltd			砶
Eni Mediterranea Idrocarburi SpA	177	1			2
Enl Trading & Shipping SpA	168	602	2.027		12	ı
Eni Trading & Shipping Inc.		El	76
En Power SpA		209
EnlProgetti SpA	75	- 12
LNG Shipping SpA	J	183
Raffineria di Gela SpA	145	я			1
Serfactoring SpA	159	14
Servizi Fondo Bombole Metane SeA	60	э			1
Syndial SpA		2.065	39.		2
Tigaz-DSO Foldgåzelosztó Kít	159
Trans Tuolsian Pipeline Company SpA	256	Ż			э	$[1]$
Versalis SpA	70	150	18		з	3 $\ddot{\phantom{a}}$
Altre te l	145	334	40	1	9.	20
	7.800	4.256	31.915	26	212	${349}$
Imprese collegate e joint venture
Gruppo Saipem			56		10
Società EniPower Ferrara Srl	76	26			1
Altre (*)	27	20			1
	103	43	56		15
Imprese controllate dallo Stato
Altre imprese a controllo statale re l				Е
				э
	7.903	4.304	31.971	29	227	(349)

[*] Per rapporti di importo unitario inferiori a ESO milioni.

Eni provvede alla centralizzazione e copertura dei rischi di cambio e di tasso di interesse delle società del Gruppo attraverso la stipula di contratti derivati con le stesse e con le controparti terze.

I rapoorti finanziari con le imprese del Gruppo sono regolati in forzadi una convenzione in base alla quale Eni provvede alla copertura dei rabbisogni finanziari e all'impiego della liquidità del Gruppo. Le condizioni applicate fanno riferimento ai tassi di mercato correnti af momento delle transazioni (tassi Euribor e cambi Banca Centrale Europea), con spread coerenti con i livelli di primarie controparti attribuibili alla società del Gruppo.

Per l'illustrazione delle principali garanzie con parti correfate alla nota n. 25 - Garanzie, Impegni e risch?.

e de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie de la propie

si rinv

$83942$ 820

incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sul flussi finanzlari

L'incidenza delle operazioni o posizioni con parti correlate sulle voci di stato patrimoniale è indicata nella seguente tabella riepilogativa:

(Emiliani)	فالباول	化亚苯 taniha		TotaJe	31.12.2017 Entità correlate	Incidenza %
Disponibilità l'ocide ed equivalenti	9.654	503	5, Z1	6.214	368	5,92
Altre attività finanziarie correnti	2.689	2.686	99.89	2,700	2.692	99,70
Crediti commerciali e aitri crediti	5.574	3.123	56.03	5.8B7	3.467	58,89
Altre Attività correnti	1.013	791	78.0B	693	378	54.55
Altre Attività finanziarie aon correnti	1.975	1.954	98,94	4.032	4.812	99,59
Altre Attività non correnti	565	294	52.04	- 81	164	34,10
Passività finanziarie a breve tennine	4.435	4.734	95.47	4,146	3,923	94,62
Duote a breve di passività finanziarie a lungo termino.	3.178		B.S.	1.973	$\cdots$	n.s.
Debiti commerciali e altri debiti.	5.632	Z.901	51,51	6.225	3.156	50,70
Altre passività correnti	$1.4 - 3$	700	48.34	822	511	58,60
Passività finanziarie a lungo termine	18.070	506	2,80	18.843	381	2,02
Altre passivkà non correnti-	787	142	18,04	881	143	16,23

L'incidenza delle operazioni con parti correlate sulle voci del conto economico è indicata nella seguente tabella di sintesi:

					2017
					Entità
(E milioni)				Totale	correlate	Intidenza X
Ricovi della gestione caratteristica	31.795	13,296	41,82	28.984	10,939	37,74
Artri ricavi e proventi	331	127	38.37	2.316	77	3,32
Acquisti, prestazioni di servizi e costi diversi.	30.622	14.675	48. SB	27.205	13.711	50.40
Altri proventi (aneri) operativi	113	505	л.э.	(239)	1249)	n.s.
Proventl finanziari	1.615	103	11.53	1.682	222	13.50
Operi E nanziart	1.879	19	1,01	2.698	29	1,07
Strumenti linanziari derivati	(92)	211	rt.s.	480	(345)	n_5.
Proventi (pneri) su partecipazioni.	3.689		$\Pi$ . 5.	2.702		$\Pi.S.$

t principali flussi finanzlari con parti correlate sono indicati nella seguente tabella;

[EmBion:]		2017
Hicavi e proventi	14,282	12.107
Costi e oneri	[14.961]	(14,659)
Variazione del crediti commerciali, diversi ed aftre attività	[2.9]	168
Variazione dei debiti commerciali, diversi ed altre passività	[53]	[132]
I nteressi	151	186
Flusso di cassa netto da attività operativa.	[810]	[7.315]
lovestimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali i	(59)	[32]
Vanazione deblo e credzij relativi all'atrività di investimento.	(14
Variazione crediti finanziani	2.905	(1.171)
Flusso di cassa notto da attività di investimento.	2.832	(1, 203)
Variazione debiti finanziari/crediti finanziari non strumentali.	215	3.153
Flusso di cassa netto da attività di finanziamento.	215	3.153
Totale Nussi finanziari verso entirà correlate.	2.237	(365)

$\frac{1}{2}$ , $\frac{1}{2}$ , $\frac{1}{2}$

$\ddot{\phantom{a}}$

⋝

$8394222$

						8394222
L'incidenza dei flussi finanziari con parti correlate è indicata nella seguente tabella di sintesi:
					2017 Entra
[€ milioni]				Totale	correlate	incidenza
Flosso di casso de actività operativa.	4.913	[SIC]	3.5	3.231	[2.315]	Q.S.
Flusso di cassa da attività di investimento	1.100	2.832	715.	(1.00B)	[1.203]	D.S.
Flusso di cassa da attività di finanziamento	(2.653)	215	п.s.	(642)	3.153	h, 5

88 | Erogazioni pubbliche - Informativa ex art. 1, commi 125-129, Legge 124/2017

Ai sensi dell'art. 1, comma 125, della Legge n. 124/2017, di seguito sono indicate le erogazioni ricevute da parte di enti ed entità pubbliche italiani; inoltre ai sensi deil'art. 1, comma 126, della medesima legge, applicabile a Eni SpA in quanto sucietà, direttamente o indirettamente, controllata dallo Stato, sono indicate anche le erogazioni concesse a beneficiari italiani ed esteri.

In particolare, non sono oggetto di presentazione: (i) le forme di incentivo/sovvenzione ricevute in applicazione di un regime generale di aiuto a tutti gli aventi diritto; (ii) i corrispettivi afferenti a prestazioni di opera/servizi, incluse le sponsorizzazioni: fiii) i rimborsi e le indennità corrisposti a soggetti impegnati in tirocini formativi e di prientamento; [iv] i contributi ricevuti per la formazione continuada parte di fondi interprofessionali costituiti nella forma giuridica di

associazione: (vi i contributi associativi per l'adesione ad associazioni di categoria e territorigli nonché a favore di fondazioni, o organizzazioni equivalenti, funzionali alte attività connesse con il businessi aziendale: [vi] i costi sostenuti a fronte di social project connessi con le attività di investimento operate. Le erogazioni sono individuate socondo al criterio di cassa.

L'informativa di seguito presentata include le erogazioni di importo superiore a £10 mila effettuate da un medesimo soggetto eregante nel corso del 2018, anche tramite una pluralità di atti.

Al sensi delle disposizioni dell'art. 3-quater del DL 135/2018, convertito ${\cal I}$ con modificazioni dalla Legge 11 febbraio 2019, n. 12, per le erogazioni ricevute si rinvia alle indicazioni contenute nel Registro Nazionale degli Aiuti di Stato di curall'articolo 52 della Legge 24 dicembre 2012, n. 234.

Di seguito sono indicate le erogazioni concesse relative essenzialmente a fondazioni, associazioni e altri enti per finalità reputazionali, di liberalità e di sostegno ad iniziative benefiche e di solidarietà:

Saggetto beneficiario	e tembrico construcco
Fondazione Eni Enrico Mattei	4,403,505
Eni Foundation	3.389.902
Fandazione Teatro alfa Scala	3.052.19
Fondazione Giorgio Cini	1,000.000
WEF - World Economic Forum	260.586
Comitato Sisma Centro Italia - Confindustria, OGL, CISL e UIL - Fondo di selldarletà per le popolazioni Centro Italia	242.326
Council on Foreign Relations	83.35B
Atlantic Council of the United States, Inc. 1960 - Jan Alexandria de Alexandro III (m. 19	81.307
World Susiness Council for Sustainable Development	72,805
Associazione Pionieri e Veterani Eni-	57.000
EIT · Extractive Industries Transparency Initiative	51.588
Bruegel .	50.000
Parrocchia di S. Barbara a San Donato Milanese	40.000
Aspen Institute Italia	35,000
italiaderide $-$ - $ -$	000.45
Fondazione Comera Centro italiano per la Fotografia .	33.000
Istituto Giannina Gastini	30,600
Center for Strategic & International Studies
Institute for human rights and business [IHR3] and the component of the same state of the second state
Associazione EIVITA
Foreign Policy Association - USA	1985
The Metropolitan Museum of Art	21.760
Associazione Amici della Luissi ---------------	so năn
Centro Studi Americani	20.000
Fondazione Ruman Foundation Siving and Innevating Onlus (2007) (2008) (2008)	20,000
Global Reporting Initiative	14.000
Lega Italiana Fibrosi Cistica Lazio Colus-	10:00:0

328 SILANCIO DI ESPACIZIO 2018 | NOTE AL BILANCIO

83942

34 | Eventi ed operazioni significative non ricorrenti

Non si rilevano cheri e proventi non ricorrenti per l'anno 2019.

35 ; Posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Non si dievano posizioni o transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali.

36 | Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

Accordo con la società petrolifera di Stato di Abu Dhabi per l'acquisizione del 20% della società ADNDC Refining che opera il complesso di raffmazione di Ruwais e di Abu Bhabi dalla capacità di oltre 900 mila barlivgionvo. Il corrispettivo dell'operazione è di \$3,3 miliardi, al netto del debito e dei possibili aggiustamenti al closing. L'operazione prevede inoltre la costitozione di una nuova pint venture dedicata alla commondalizzazione del prodotil potrollieri che sarà costituita con la partecipazione di Eni al 20%.

A fronte dell'accordo Eni ha rilasciato una Parent Company Guarantee per un importo di 3,3 miliardi di USD a favore della società Abu Dhabi National Of Company (ADNOC) a garanzia degli obblighi previsti nello Share Purchase Agreement. Enl rafforzerà così ulteriormente la resilienza del proprio business di raffinazione, riducendo a regime il margine di raffinazione di breakeven del 50%, a circa 1,5 Mbarlle.

'.eok* Eece

83942 823

Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli azionisti

Signori Azlonisti,

Il Consiglio di Amministrazione Vi propone di:

• approvare il bifancio di esercizio al 31 dicembre 2018 di Eni SpA che chiude con l'utile di 3.173.442.590.70 euro;
• attribuire l'utile dell'esercizio di 3.173,442.590,70 auro, che residua in 1.660.963.734,84 euro dopo la distribuzione dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2018 di 0,42 euro per azione deliberato dal Consiglio di Anyninistrazione del 13 settembre 2018, come segue:
• alla riserva di cui all'art. 5, comma 2, del 0, l.gs. 28 febbraio 2005 p. 38, quanto a 2.132.000 euro;
• agli Azionisti a títolo di dividendo l'importo di 0,41 euro per ciascuna delle azioni che risulteranno in circolazione alla data di stacco cedola, esclusé le azioni proprie in portafoglio a quella data, e a saldo dell'acconto sul dividendo dell'esercizio 2018 di 0,42 euro per azione. Il dividendo relativo all'esescizio 2018 si determina pertanto tra accanto e saldo in 0,83 euro per azione, il pagamento del saldo dividendo 2018 di 0,41 euro il 22 maggio 2019, con data di stacco il 20 maggio 2019 e "record date" il 21 maggio 2019;
• l'utile dell'esercizio residuo è attribuito alla riserva disponibile.

14 marzo 2019

per il Consiglio di Amministrazione

Ea Presidente Emma Marcegaglia

$\mathcal{L}_{\text{max}}$

$\label{eq:2.1} \frac{1}{\sqrt{2}}\int_{\mathbb{R}^3}\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2\frac{1}{\sqrt{2}}\left(\frac{1}{\sqrt{2}}\right)^2.$

$\mathcal{L}^{\text{max}}{\text{max}}$ and $\mathcal{L}^{\text{max}}{\text{max}}$

$8394224$

"RELAZIONE DEL COLLEGIO SINDACALE ALL'ASSEMBLEA DEGLI AZIONISTI AI SENSI DELL'ART. 153 D. LGS. 58/98 E DELL'ART. 2429, COMMA 2, C.C."

Signori Azionisti.

la presente Relazione è stata redatta dal Collegio Sindacale nominato per il triennio 2017-2018-2019 dall'Assemblea degli Azionisti con delibera del 13 aprile 2017.

Nel corso dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2018, il Collegio ha svolto le attività di vigilanza previste dalla legge, tenendo conto dei Principi enunciati nelle Norme di comportamento del Collegio Sindacale raccomandate dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili, delle disposizioni Consob in materia di controlli societari e delle indicazioni contenute nel Codice di Autodisciplina. Il Collegio ha altresì svolto le attività richieste dal Sarbanes Oxley Act, normativa che si applica ad Eni SpA quale società emittente quotata alla Borsa di New York (NYSE), in quanto, così come deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 22 marzo 2005, al Collegio stesso competono anche i compiti attribuiti dalla normativa statunitense all'Audit Committee. Inoltre, avendo Eni adottato il modello di governance tradizionale, il Collegio Sindacale si identifica con il "Comitato per il controllo interno e la revisione contabile" cui competono ulteriori specifiche funzioni di controllo e monitoraggio in tema di informativa finanziaria e revisione legale previste dall'art. 19 del D.lgs. 27 gennaio 2010 n. 39, così come modificato dal D.lgs.17

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luglio 2016, n.135.

Con la presente Relazione, anche in osservanza delle indicazioni fornite dalla Consob, con comunicazione DEM/1025564 del 6 aprile 2001, successivamente modificata ed integrata, il Collegio Sindacale dà conto delle attività svolte nel corso dell'esercizio, distintamente per ciascun oggetto di vigilanza previsto dalle normative che regolano l'attività del Collegio.

Attività di vigilanza sull'osservanza delle norme di legge, regolamentari e statutarie

Nel corso dell'esercizio 2018 il Collegio si è complessivamente riunito 25 volte sempre con la partecipazione di tutti i suoi componenti con la sola eccezione dell'assenza giustificata di un Sindaco ad una singola riunione. Il Collegio ha assistito nella sua interezza a tutte le riunioni del Consiglio di Amministrazione. Inoltre nel 2018 il Sindaco Marco Seracini ha effettuato nº 4 attività individuali di controllo, di cui ha successivamente riferito al Collegio, nell'ambito dell'esame dei report trimestrali predisposti dall'Internal Audit ai sensi della normativa interna che disciplina il processo di ricezione, analisi e trattamento delle segnalazioni inviate o trasmesse a Eni, anche in forma confidenziale o anonima, di cui alla successiva sezione "Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile". Inoltre, il Collegio Sindacale nel corso dell'esercizio 2018: i) ha partecipato nella sua interezza o per il tramite del Presidente o di suoi delegati, a tutte le riunioni del Comitato

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п.

Controllo e Rischi, a tutte le riunioni degli altri Comitati del Consiglio di Amministrazione, ed ha altresì incontrato periodicamente l'Organismo di Vigilanza; ii) ha partecipato, nell'ambito delle specifiche iniziative di induction e formazione svolte per il Collegio Sindacale e per il Consiglio di Amministrazione, alle visite ai laboratori delle aree operative "upstream" e "Energy Solution" e all'impianto di Zohr in Egitto. Inoltre, in attuazione della raccomandazione contenuta nella Comunicazione Consob del 20 febbraio 1997 che prevede la figura del "Sindaco di Gruppo", ripresa anche dalle "Norme di comportamento del collegio sindacale di società quotate", alcuni Sindaci di Eni SpA hanno assunto incarichi sindacali in società di Eni.

In tale ambito il Collegio:

• ha vigilato sulla osservanza della legge e dello statuto;
• ha vigilato, ai sensi dell'art. 149, comma 1, lettera c-bis del D.lgs. 58/98, sulle modalità di concreta attuazione del Codice di Autodisciplina delle società quotate del luglio 2018 cui Eni ha aderito con delibera del Consiglio di Amministrazione del 14 febbraio 2019.

Il Collegio ha altresì verificato la corretta applicazione dei criteri e delle procedure adottati dal Consiglio per valutare l'indipendenza dei Consiglieri, nonché il rispetto dei criteri di indipendenza da, parte dei singoli membri del Collegio, come previsto dal Codice;

ha espresso parere favorevole sulla delibera assunta in data 17 gennaio 2019 dal Consiglio di Amministrazione, ai sensi del Modello Organizzativo 231 di Eni, sulla proposta formulata

dall'Amministratore Delegato d'intesa con la Presidente del Consiglio di Amministrazione, previa valutazione del Comitato per le Nomine, sull'avvicendamento di un componente interno dell'Organismo di Vigilanza.

Autovalutazione del Collegio Sindacale

Come già avvenuto per l'esercizio precedente, anticipando a questo proposito quanto ora previsto dalle Norme di Comportamento del Collegio Sindacale emanate dal Consiglio Nazionale dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili nell'ultima edizione dell'aprile 2018, il Collegio Sindacale ha condotto un processo di autovalutazione della propria composizione e del proprio operato.

Tale processo, realizzato con il supporto di un consulente esterno (Egon Zehnder) per rafforzame l'obbiettività, ha innanzitutto confermato l'idoneità di tutti i Sindaci sulla base dei requisiti richiesti dalla normativa italiana e statunitense applicabile ad Eni in quanto quotata al NYSE. In particolare sono stati valutati positivamente la diversità di genere presenti nell'attuale composizione del Collegio e gli altri aspetti di diversità rilevanti anche ai sensi dell'art. 123-bis, comma 2, lett. d-bis del TUF. Quanto al funzionamento, l'azione del Collegio è risultata efficiente per la assidua presenza dei Sindaci alle riunioni del Collegio nonché per la costante partecipazione alle riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati endoconsiliari, per la rilevanza e la selettività dei temi trattati, per la pianificazione delle attività oltreché per l'adeguato supporto informativo ricevuto.

L'attività del Collegio è risultata altresì efficace per la fluida interazione con il Consiglio di Amministrazione, con i vari comitati endoconsiliari, con gli altri soggetti rilevanti per il funzionamento del sistema di controllo interno e con i Collegi Sindacali delle principali società controllate. Hanno inoltre contribuito all'efficacia dell'azione del Collegio le iniziative di conoscenza dei singoli business avviate dalla Società. Il Collegio ha altresì svolto i compiti che allo stesso competono quale Comitato per il controllo interno e la revisione contabile e in particolare le specifiche funzioni di controllo e monitoraggio in tema di informativa finanziaria e revisione legale previste a partire dall'esercizio 2017 dall'art. 19 del D.Igs. 27 gennaio 2010, n. 39, così come modificato dal D.lgs.17 luglio 2016, n.135. Nell'ambito del processo di autovalutazione sono state altresi ripercorse e valutate positivamente le attività svolte in tale ruolo.

Attività di vigilanza sul rispetto dei principi di corretta amministrazione e sui rapporti con società controllate o altre parti correlate

Al fine di vigilare sul rispetto dei principi di corretta amministrazione, oltre ad aver partecipato, come sopra esposto, a tutte le riunioni del Consiglio di Amministrazione e dei Comitati del Consiglio, il Collegio Sindacale:

ha ottenuto dagli Amministratori, con la periodicità prevista dall'articolo 23, comma 3, dello Statuto, le dovute informazioni sull'attività svolta e sulle operazioni di maggior rilievo economico,

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finanziario e patrimoniale deliberate e poste in essere nell'esercizio da Eni SpA e dalle società controllate; tali informazioni sono esaurientemente rappresentate nella Relazione sulla gestione, cui si rinvia. Sulla base delle informazioni rese disponibili al Collegio, lo stesso può ragionevolmente ritenere che le suddette operazioni siano conformi alla legge e allo statuto sociale e non siano manifestamente imprudenti, azzardate, o in contrasto con le delibere assunte dall'Assemblea o tali da compromettere l'integrità del patrimonio sociale;

• non ha rilevato l'esistenza di operazioni atipiche o inusuali con società del Gruppo, con terzi o con altre parti correlate. Nel corso dell'esercizio la società non ha acquistato azioni proprie;
• ha valutato positivamente la conformità della Management System $\bullet$ Guideline (MSG) "Operazioni con interessi degli amministratori e sindaci e operazioni con parti correlate", emessa il 18 novembre 2010 e da ultimo aggiornata il 4 aprile 2017, ai principi indicati nel regolamento Consob adottato con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche nonché l'effettiva applicazione di tale procedura sulla base dell'informativa periodica dalla stessa prevista. Inoltre nella riunione del 17 gennaio 2019, il Consiglio di Amministrazione ha svolto la verifica annuale della predetta MSG confermandone l'adeguatezza rispetto alla normativa di riferimento e senza individuare necessità di modifica o aggiornamento. Il Consiglio di Amministrazione, nella Relazione finanziaria annuale, ha fornito esaustiva illustrazione delle operazioni poste in essere

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con parti correlate esplicitandone gli effetti economici, patrimoniali determinazione di modalità nonché delle e finanziari. dell'ammontare dei corrispettivi ad esse afferenti, rappresentando che le stesse sono state compiute nell'interesse della Società e che, fatta eccezione per le operazioni con gli enti che perseguono iniziative di carattere umanitario, culturale e scientifico, esse sono state condotte secondo criteri ordinari di gestione.

Attività di vigilanza sul processo di revisione legale dei conti e sull'indipendenza della società di revisione

La Società di revisione legale ha rilasciato in data odierna le relazioni ai sensi dell'art. 14 del D.lgs. 39/2010 e dell'art. 10 del Regolamento (UE) n. 537/2014 per il bilancio di esercizio e per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2018 redatti in conformità agli International Financial Reporting Standards - IFRS - adottati dall'Unione Europea. Da tali relazioni risulta che il bilancio separato e il bilancio consolidato forniscono una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Eni SpA e del gruppo al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiuso a tale data. Con riferimento al bilancio di esercizio e al bilancio consolidato, la Società di revisione legale ha, dichiarato che la Relazione sulla gestione e la Relazione sul governo; societario e gli assetti proprietari, limitatamente alle informazioni indicate nell'art. 123-bis, comma 4, del D.lgs. 24 febbraio 1998, n. 58; sono coerenti con il bilancio e sono redatte in conformità alle norme di

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legge. Inoltre, la società di revisione con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, c. 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010, n. 39, circa l'eventuale identificazione di errori significativi nella relazione sulla gestione, sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso della propria attività, ha dichiarato di non avere nulla da riportare. La Società di revisione legale ha rilasciato, infine, la Relazione Aggiuntiva per il Comitato per il controllo interno e la revisione contabile ai sensi dell'art. 11, del Regolamento (UE) n. 537/2014.

Sempre in data odierna la società di revisione ha rilasciato analogo parere positivo sui conti annuali consolidati e sulle relative disclosure contenuti nel FORM 20F che Eni deve depositare presso la SEC quale foreign issuer quotato al NYSE. Sempre nel FORM 20F è contenuta l'attestazione rilasciata dal revisore ai sensi del Sarbanes Oxley Act dell'adeguatezza del sistema di controllo Eni sull'informativa finanziaria.

In data 13 settembre 2018 la Società di revisione legale ha rilasciato il parere di cui all'art. 2433-bis, comma 5, del codice civile relativamente all'acconto sui dividendi deliberato dal Consiglio di Amministrazione in pari data.

Il Collegio Sindacale ha vigilato sull'osservanza delle disposizioni stabilite dal D.lgs. 30 dicembre 2016, n. 254 in materia di comunicazione di informazioni di carattere non finanziario e di

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informazioni sulla diversità e il revisore ha verificato l'avvenuta predisposizione della dichiarazione di carattere non finanziario rilasciando una limited assurance circa la sua conformità a quanto richiesto dal decreto ed agli standard/linee guida di rendicontazione utilizzati per la predisposizione dell'informativa medesima.

In allegato alle Note al bilancio di esercizio della Società è riportato il prospetto dei corrispettivi di competenza dell'esercizio riconosciuti alla Società di revisione legale e alle entità appartenenti alla sua rete, ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti Consob, inelusi gli "altri servizi" forniti ad Eni SpA ed alle società controllate dalla Società di revisione legale EY e dai soggetti appartenenti alla sua rete. Alla EY non sono stati attribuiti incarichi non consentiti dalle normative applicabili ad Eni. I servizi consentiti diversi dalla revisione sono stati preventivamente approvati dal Collegio Sindacale, che ne ha valutato l'adeguatezza alla luce dei criteri previsti dal Regolamento EU 537/2014. Tenuto conto delle dichiarazioni di indipendenza rilasciate dalla EY e della relazione di trasparenza prodotta dalla stessa ai sensi dell'art. 18 del D.lgs. 39/2010, pubblicata sul proprio sito internet, nonché della natura e del valore degli incarichi conferiti alla stessa e alle società appartenenti alla sua rete dall'Eni SpA e dalle società del gruppo, il Collegio non ritiene che esistano aspetti critici in materia di indipendenza della EY.

Il Collegio Sindacale ha tenuto riunioni con i responsabili della

Società di revisione, anche ai sensi dell'art. 150, comma 3, del D.lgs. 58/98, dell'art. 19, comma 1, del D.lgs. 39/2010 e della disciplina prevista dal Sarbanes Oxley Act, nel corso delle quali ha ricevuto aggiornamenti sull'attività di revisione e sugli esiti delle verifiche effettuate. Nel corso di tali riunioni e dallo scambio informativo avuto con il revisore legale non sono emersi fatti o situazioni che debbano essere evidenziati nella presente Relazione.

L'Assemblea degli azionisti del 10 maggio 2018 ha deliberato il conferimento dell'incarico di revisione legale per il periodo 2019-2027 alla società PricewaterhouseCoopers S.p.A., sulla base della raccomandazione motivata presentata dal Collegio Sindacale al Consiglio di Amministrazione ai sensi dell'art. 16 del Regolamento Europeo 537/2014.

Il Collegio Sindacale ha incontrato i rappresentanti della PricewaterhouseCoopers (PwC) per monitorare il processo di condotto dalla Direzione $revisore$ $$ induction del nuovo Amministrativa - ed essere informato sulle attività svolte relative essenzialmente alla comprensione delle attività, dei processi e dei sistemi di Eni nonché all'analisi delle principali tematiche di accounting e valutative. Il Collegio ha inoltre ricevuto informativa sull'evoluzione dei sistemi tecnologici di Eni finalizzati ad una maggiore efficienza dell'attività di revisione nonché sui principali rischi rilevanti preliminarmente individuati dal nuovo revisore alla luce delle attività di familiarizzazione e approfondimento svolte. Il Collegio

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ha condiviso con PwC la necessità di un sistematico scambio informativo fondamentale per assicurare il corretto ed efficace espletamento dei rispettivi compiti e responsabilità. Il Collegio ha inoltre monitorato il processo di affidamento dell'incarico al nuovo revisore da parte delle società controllate italiane ed estere.

Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile

Il_Collegio Sindacale ha vigilato sull'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e del sistema amministrativocontabile, nonché sull'idoneità di questo ultimo a rappresentare correttamente i fatti di gestione, mediante:

• i) l'esame della valutazione positiva espressa dal Consiglio di Amministrazione sull'adeguatezza ed effettivo funzionamento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
• ii) l'esame delle Relazioni semestrale ed annuale del Chief Financial Officer/Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari sull'Assetto Amministrativo e Contabile nelle quali, tra l'altro, sono state rappresentate le attività di analisi e gli interventi sui processi, sull'organizzazione e sui sistemi informativi connessi con l'implementazione del nuovo principio contabile internazionale in materia di leasing (IFRS 16);
• iii) l'esame delle Relazioni semestrale ed annuale del Chief Financial Officer/Dirigente Preposto sul sistema di controllo internò sull'informativa finanziaria dalle quali non emergono carenze

significative e per quelle non significative rilevate sono definite le relative azioni correttive;

• iv) l'esame delle Relazioni predisposte nell'ambito delle attività di Risk Management Integrato, volte a rappresentare i principali rischi del Gruppo e le relative azioni di mitigazione focalizzate sulle seguenti tematiche:
• monitoraggio dei principali rischi aziendali ("Top Risk") ed esiti del Risk Assessment Annuale del portafoglio complessivo - dei rischi Eni sulla base di un processo che ha coinvolto 80 società controllate in 27 Paesi. In particolare è stato fornito un focus sulle principali azioni di monitoraggio e di mitigazione attuate su alcuni Top Risk, tra cui il rischio di incidenti rilevanti agli asset upstream, il rischio credit&financing (partner upstream), l'instabilità politica e sociale di alcuni Paesi in cui opera Eni ed infine il rischio relativo ai Contratti Long Term di GLP:
• esiti delle analisi "What if" sul rischio Climate Change e sul rischio Paese volte a verificare la resilienza economicofinanziaria delle attività di raffinazione green di R&M e delle attività Eni in Egitto sulla base dei relativi obiettivi del piano strategico 2019-2022;
• attività progettuali svolte in materia di rischi e specificamente volte a monitorare il "Reputational Risk", l'"Integrated Country Risk" e l'effetto di de-risking derivante dall'implementazione delle iniziative digitali in atto, ed. "Digital Transformation";

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• v) l'esame della Relazione dell'Internal Audit sul sistema di controllo interno e di gestione dei rischi Eni;
• vi) l'esame dei rapporti dell'Internal Audit, nonché l'informativa sugli esiti dell'attività di monitoraggio sull'attuazione delle azioni correttive individuate a seguito dell'attività di audit;
• vii) le informative previste dalle procedure interne in merito alle notizie/notifiche di indagini avviate da parte di organi/autorità dello Stato Italiano o di altri Stati con particolare riguardo a quelle idonee a determinare, se fondate, una responsabilità amministrativa di Eni o sue controllate ex Legge n. 231/2001 (o equivalenti in altri stati); in merito si segnala che gli eventi di maggior rilievo sono stati oggetto di specifica informativa resa sistematicamente al Collegio dalla Direzione Affari Legali;
• viii) l'ottenimento di informazioni dai responsabili delle rispettive funzioni;
• ix) l'esame dei documenti aziendali e dei risultati del lavoro svolto dalla Società di revisione, anche in relazione all'attività da questa svolta ai fini della normativa statunitense -- Sarbanes Oxley Act -come indicato nella precedente sezione "Attività di vigilanza sul processo di revisione legale dei conti e sull'indipendenza della società di revisione" della presente Relazione;
• x) i rapporti informativi con i Collegi Sindacali delle principali società controllate ai sensi dell'art. 151, c.1 e 2, del D.lgs. 58/98. In tale ambito sono state oggetto di valutazione le analisi effettuate dal management per l'individuazione dei principali rischi strategici,

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operativi e di compliance cui è esposta la società controllata, e delle relative azioni di mitigazione in essere e programmate;

• xi) la partecipazione ai lavori del Comitato Controllo e Rischi e, nell'occasione in cui gli argomenti trattati lo hanno richiesto, la trattazione congiunta degli stessi con il Comitato;
• il monitoraggio degli sviluppi dei principali procedimenti, xii) rilevanti anche ai fini del D.Lgs. 231/01, avviati da autorità italiane e straniere (descritti nella sezione "Contenziosi" della relazione finanziaria annuale) tra cui:
• quello relativo ad un'ipotesi di corruzione internazionale per l'acquisizione della concessione mineraria OPL 245 in Nigeria, oggetto di indagine da parte della Procura della Repubblica di Milano e delle Autorità nigeriane. Il processo è in corso presso la X sezione penale del Tribunale di Milano nei confronti della persona giuridica di Eni SpA, dell'attuale e del precedente Amministratore Delegato, di due funzionari Eni oltrechè di terzi. In relazione a questa vicenda il Collegio Sindacale, insieme all'Organismo di Vigilanza, ha conferito ad un primario studio internazionale indipendente da Eni ed esperto di anticorruzione l'incarico di verificare sulla base delle informazioni disponibili eventuali evidenze di comportamenti corruttivi riconducibili ad Eni. Al termine dell'incarico affidato nel 2014 e rinnovato nel 2017 in occasione delle ulteriori informazioni resesi disponbili con la chiusura delle indagini, il consulente ha confermato che dalle analisi svolte non sono

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emerse evidenze di condotte illecite da parte della Società o ad essa riconducibili;

• il procedimento avviato dalla Procura della Repubblica di Milano nei confronti, tra gli altri, dell'ex Chief Development, Operation & Technology Officer Eni e di un altro dipendente Eni, per presunti comportamenti corruttivi posti in essere in Congo nell'individuazione di partner nelle iniziative minerarie locali. Con riferimento a tale procedimento che è nella fase di indagini preliminari, il Collegio Sindacale ha affidato, congiuntamente con il Comitato Controllo e Rischi e con l'Organismo di Vigilanza di Eni, un incarico forensic per lo svolgimento di una verifica interna sui fatti oggetto di indagine. Da tali attività, allo stato non ancora concluse, non sono emersi elementi circa il coinvolgimento di dipendenti Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura;
• il procedimento su presunti pagamenti corruttivi in relazione ad alcuni contratti aggiudicati da Saipem in Algeria relativamente al quale è intervenuta la sentenza di primo grado che assolve, perché il fatto non sussiste, Eni ed il suo Amministratore Delegato pro tempore, oltre ai due funzionari Eni coinvolti. Ayverso la sentenza è stato proposto appello da parte dellaj Procura di Milano;
• le indagini in corso da parte della Procura di Milano che. coinvolgono, fra gli altri, un ex consulente legale esterno e l'ex Chief Legal and Regulatory Officer di Eni, attualmente Chief

Gas & Lng Marketing and Power Officer. Come più dettagliatamente descritto nella sezione contenziosi della Relazione Finanziaria annuale cui si rinvia, l'indagine ha ad oggetto un'ipotesi di reato associativo finalizzato ad intralciare l'attività giudiziaria relativamente al procedimento circa asseriti comportamenti corruttivi nell'acquisizione della concessione mineraria OPL 245 in Nigeria di cui si dà notizia nella presente Relazione e più dettagliatamente nella predetta sezione Contenziosi. A questo proposito l'attività di vigilanza del Collegio si è svolta parallelamente a quella di verifica della società secondo due direttrici fondamentali. La prima volta a verificare le azioni poste in essere dalla società per la verifica di eventuali evidenze del coinvolgimento di dipendenti Eni nella commissione dei reati ipotizzati dalla Procura. La seconda finalizzata a valutare la complessiva tenuta del processo di legal procurement al fine di consentire l'espressione del giudizio sul sistema di controllo interno. In particolare con riferimento al primo aspetto il Collegio ha monitorato le diverse iniziative di verifica condotte dalla Società sul complessivo rapporto intercorso con il legale oggetto di indagine e con suoi colleghi/collaboratori. A questo proposito, oltre all'analisi svolta dall'audit interno, un primo incarico è stato affidato dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Organismo di Vigilanza, sentito il Collegio Sindacale, ad un soggetto terzo indipendente per condurre una verifica di tipo forensic dei documenti e dei

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fatti rilevanti rispetto alla vicenda in oggetto. Un secondo incarico è stato affidato dal Consiglio di Amministrazione a due consulenti legali esterni per una complessiva valutazione di tale rapporto anche sulla base degli esiti del primo incarico. Da questo punto di vista entrambe le predette iniziative di verifica si sono concluse senza rilevare evidenze di un coinvolgimento di dipendenti Eni nei fatti oggetto di indagine. Per quanto attiene alla seconda direttrice dell'attività di vigilanza, il Collegio ha rilevato che dalle prodette iniziative di verifica sono emerse alcune carenze nelle attività del processo di legal procurement e nei relativi controlli. A tali carenze la Società ha reagito sia sul piano delle responsabilità aziendali, sia ridefinendo il disegno, sia rafforzando l'operatività dei controlli per quanto in particolare attiene alla tracciabilità delle attività nelle fasi di selezione dei consulenti, attribuzione degli incarichi e liquidazione dei corrispettivi. Su questi aspetti il Collegio ha altresì interagito con il Dirigente Preposto e con la Società di revisione condividendo l'opportunità di integrare il programma di revisione con un'attività di audit specifica sul processo di legal procurement finalizzata anche alla verifica dell'efficacia delle azioni correttive definite dalla Società. Gli esiti dell'attività di revisione sono stati tali da confermare tale efficacia già per la valutazione del sistema di controllo interno relativo all'esercizio 2018, considerando peraltro che i volumi del processo in oggetto sono al di sotto della soglia di

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materialità definita ai fini della valutazione dell'adeguatezza del sistema di controllo stesso. Gli esiti delle diverse iniziative di verifica sono stati comunicati dalla Società alle Autorità inquirenti ed alla Consob alla quale il Collegio ha fornito un costante aggiornamento della propria attività di vigilanza;

il procedimento penale relativo ad una indagine per reati ambientali iniziata nel 2014 e conclusa nel 2017 e che coinvolge, tra gli altri. Versalis SpA ai sensi del D.Lgs. 231/01. Nell'ambito di tale procedimento in data 20 febbraio 2019 è stato notificato Decreto di sequestro preventivo dello stabilimento Versalis di Priolo Gargallo, annullato nel successivo mese di marzo.

La section 301 del Sarbanes and Oxley Act del 2002 richiede all'Audit Committee, ossia, per quanto detto in precedenza, per l'Eni al Collegio Sindacale, di istituire adeguate procedure per (a) la ricezione, l'archiviazione e il trattamento delle segnalazioni ricevute dalla società riguardanti tematiche contabili, di sistema di controllo interno o di revisione contabile; e (b) l'invio confidenziale o anonimo da parte di dipendenti della società di segnalazioni riguardanti problematiche contabili o di revisione. In applicazione di tale disposizione il Collegio Sindacale ha approvato la procedura "Segnalazioni anche anonime ricevute da Eni SpA e da società controllate in Italia e all'estero", da ultimo il 4 aprile 2019, in sostituzione della previgente procedura approvata dal Collegio il 4

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aprile 2017. La procedura prevede l'istituzione di canali informativi idonei a garantire la ricezione, l'analisi e il trattamento di segnalazioni relative a problematiche di controllo interno e gestione dei rischi (tra tematiche di informativa finanziaria e non finanziaria, cui responsabilità amministrativa della società o frodi) o altre materie in violazione del Codice Etico inoltrate da persone Eni e terzi, anche in forma confidenziale o anonima. La procedura, il cui assetto è stato valutato già in passato conforme alle best practice da consulenti esterni indipendenti, fa parte degli Strumenti Normativi Anti-Corruzione di Eni previsti dalla Management System Guideline Anti-Corruzione e risponde agli adempimenti previsti dal Sarbanes Oxley Act del 2002, dal Modello di organizzazione, gestione e controllo ex D.lgs. n. 231 del 2001 e dalla MSG Anti-Corruzione stessa. A tal riguardo il Collegio ha esaminato i rapporti trimestrali elaborati per il 2018 dall'Internal Audit Eni, con l'evidenza di tutte le segnalazioni ricevute nell'anno e degli esiti degli accertamenti effettuati. In particolare, dai rapporti trimestrali relativi al 2018 si rileva che nel corso dell'esercizio sono stati aperti n. 81 fascicoli di segnalazioni (73 nel 2017), di cui n. 69 attinenti a tematiche relative al sistema di controllo interno e gestione dei rischi (58 nel 2017) e 12 relativi ad altre materie (15 nel 2017). Sulla base delle istruttorie concluse dall'Internal Audit e dagli Organismi di Vigilanza competenti, nel corso del 2018 sono stati chiusi n. 79 fascicoli (83 nel 2017), di cui n. 65 (61 nel 2017) afferenti il sistema di controllo interno e gestione dei rischi e 14 (22 nel 2017) relativi ad altre materie. In particolare, relativamente ai 65 fascicoli afferenti il sistema

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di controllo interno e gestione dei rischi, dagli accertamenti riferiti al Collegio Sindacale dall'Internal Audit è risultato che 11 fascicoli contengono rilievi almeno in parte fondati (8 nel 2017), con la conseguente adozione di azioni correttive riguardanti il sistema di controllo interno e gestione dei rischi. In 26 fascicoli (26 nel 2017) gli accertamenti condotti dall'Internal Audit non hanno evidenziato elementi o riscontri tali da poter ritenere fondati i fatti segnalati; nei rimanenti 28 fascicoli (27 nel 2017), ancorché dagli accertamenti eseguiti dall'Internal Audit non siano stati evidenziati elementi o riscontri tali da poter ritenere fondati i fatti segnalati, sono state comunque intraprese azioni di miglioramento del sistema di controllo interno e gestione dei rischi. Al 31 dicembre 2018, restavano aperti n. 21 fascicoli (19 al 31 dicembre 2017), di cui n. 20 afferenti a tematiche del sistema di controllo interno e gestione dei rischi (16 al 31 dicembre 2017) e 1 relativo ad altre materie (3 nel 2017). Sulla base degli elementi informativi acquisiti all'esito degli accertamenti eseguiti o ancora in corso, allo stato attuale, non ci sono osservazioni o rilievi da sottoporre all'attenzione dell'Assemblea.

Attività di vigilanza sull'adeguatezza della struttura organizzativa

Il Collegio ha acquisito conoscenza e vigilato, per quanto di sua competenza, sull'adeguatezza della struttura organizzativa della Società e sull'adeguatezza delle disposizioni impartite alle società controllate ai sensi dell'art. 114, comma 2, del D.lgs. 58/98, tramite: (1) le informazioni acquisite dal Consiglio di Amministrazione e

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dall'Amministratore Delegato; (2) l'acquisizione di informazioni dai responsabili delle funzioni aziendali; (3) incontri e scambi di informazioni con i Collegi Sindacali delle controllate rilevanti ai fini del reciproco scambio di dati e informazioni; (4) incontri con la Società di revisione legale ed esiti di specifiche attività di verifica effettuate dalla stessa.

Nell'ambito della propria attività di vigilanza il Collegio ha altresi preso visione e ottenuto informazioni sulle attività di carattere organizzativo e procedurale, poste in essere ai sensi dei D.lgs. 231/2001 e successive integrazioni e modifiche, sulla responsabilità amministrativa degli Enti per i reati previsti da tali normative; tali attività sono illustrate nella Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari, cui si rinvia. L'Organismo di Vigilanza Eni ha relazionato al Collegio Sindacale sulle attività svolte nel corso dell'esercizio 2018 ivi incluso il processo di continuo aggiornamento del Modello organizzativo senza segnalare fatti o situazioni che debbano essere evidenziati nella presente Relazione.

Con riferimento, infine, alle disposizioni di cui all'art. 15 del Regolamento Mercati (adottato dalla Consob con delibera n. 20249 del 28 dicembre 2017), relative alle società controllate rilevanti costituite e regolate dalla legge di Stati non appartenenti all'Unione Europea, il Collegio Sindacale segnala che, alla data del 31 dicembre 2018, le società cui si applica tale disposizione sono incluse fra le imprese in ambito ai fini del Sistema di Controllo Interno Eni sull'Informativa

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$$

Finanziaria rispetto al quale non sono state segnalate carenze significative.

Esposti, denunce degli azionisti ai sensi dell'art. 2408 del Codice Civile

Dalla data della precedente Relazione del Collegio Sindacale e sino ad oggi è pervenuta n. 1 demincia ai sensi dell'art. 2408 del Codice Civile. La denuncia è collegata ad uno dei principali procedimenti giudiziari illustrati nella Relazione Finanziaria la cui evoluzione è oggetto di continuo monitoraggio da parte del Collegio Sindacale come rappresentato nella sezione "Attività di vigilanza sul sistema di controllo interno e gestione dei rischi e del sistema amministrativo contabile" della presente Relazione. Il Collegio ha approfondito la denuncia ricevuta anche mediante incontri con i vertici delle strutture aziendali competenti e ad esito di tali approfondimenti non ha riscontrato, allo stato, elementi per ritenere fondate le irregolarità prospettate, ritenendo adeguate le analisi condotte dalla società e le azioni poste in essere.

Il Collegio non è a conosceuza di altri esposti di cui dare menzione all'Assemblea.

Valutazioni conclusive

Sulla base dell'attività di vigilanza svolta nel corso dell'esercizio il Collegio non rileva motivi ostativi all'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2018 ed alle proposte di delibera formulate dal Consiglio di

22

$83942|316$

Amministrazione.

$5$ aprile $2019$ Rosalba Casiraghi

Enrico Maria Bignami

Paola Camagni

Andrea Parolini

Marco Seracini

$23\,$

þ,

$83942$ $847$

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

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

• İ. I sottoscritti Claudio Descalzi e Massimo Mondazzi in qualità, rispettivamente, di Amministratore Delegato e di Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari di Eni SpA, attestano, tenuto anche conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
• l'adequatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
• l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d'esercizio nel corso dell'esercizio 2018.
• Le procedure amministrative e contabili per la formazione del bilancio d'esercizio al 31 z. dicembre 2018 sono state definite e la valutazione della loro adeguatezza è stata effettuata sulla base delle norme e metodologie definite da Eni in coerenza con il modello Internal Control - Integrated Framework emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission che rappresenta un framework di riferimento per il sistema di controllo interno generalmente accettato a livello internazionale.
• З. Si attesta, inoltre, che:
• Il bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2018: $3.1$
• è redatto in conformità ai principi contabili internazionali applicabili riconosciuti nella a) Comunità Europea ai sensi del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
• b) corrisponde alle risultanze del libri e delle scritture contabili;
• è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione c) – patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente.
• La relazione sulla gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del $3.2$ risultato della gestione, nonché della situazione dell'emittente, unitamente alla descrizione dei principali rischi e incertezze cui è esposto.

14 marzo 2019 Claudio Descal

: Amministratore Délegato

Massimo Mondazzi

Chief Rinancial Officer e Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

Eni SpA

Capitale Sociale Euro 4.005.358.876,00 l.v. Registro Imprese di Roma, Codice Fiscale 00484960588 Partita IVA 00905811006, R.E.A. Roma n. 756453 Sedi secondario: Via Emilia, 1 - Piezza Ezio Vanoni, 1 2009? San Donato Milanese (MI)

EY S.p.A. Via Po, 32 00193 Roma

Tel: 639 06 32475). Fax: ~39 06 32475504 еу.сот

$8394288$

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

Agli Azionisti della Eni S.p.A.

Relazione sulla revisione contabile del bilancio d'esercizio

Giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabife del bilancio d'esercizio della Eni S.p.A. (la "Società"), costituito dallo stato patrimoniale al 31 dicembre 2018, dal conto economico, dal prospetto dell'utile complessivo, dal prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto, dal rendiconto finanziario per l'esercizio chiuso a tale data e dalle note al bilancio che includono anche la sintesi del più significativi principi contabili applicati.

A nostro giudizio, il bilancio d'esercizio fornisce una rappresentazione verifiera e corretta della situazione patrimoniale e finanziaria della Società al 31 dicembre 2018, del risultato economico e dei flussi di cassa per l'esercizio chiusò a tale data, in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art. 9 del D. Las. 28 febbraio 2005, n. 38.

Elementi alla base dei giudizio

Abbiamo svolto la revisione contabile in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia). Le nostre responsabilità ai sensi di tali principi sono ulferiormente descritte nella sezione Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio d'esercizio della presente relazione. Siamo indipendenti rispetto alla Società in conformità alle norme e ai principi in materia di etica e di indipendenza applicabili nell'ordinamento italiano alla revisione contabile del bilancio. Riteniamo di aver acquisito efementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio.

Aspetti chiave della revisione contabile

Gli aspetti chiave della revisione contabile sono quegli aspetti che, secondo il nostro giudizio professionale, sono stati maggiormente significativi nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame. Tali aspetti sono stati da noi affrontati nell'ambito della revisione contabile e nella formazione del nostro giudizio sul bilancio d'esercizio nel suo complesso; pertatito su tali aspe non esprimiamo un giudizio separato.

@7.5.n.A er p.m.
Sette - agric: Vis Pe. 32 - 00.192 Rome
Isable - agric: Sociale Eccle 2.525.050.00 by
Isable - sociale Eccle 2.525.050.00 by
Coldre Fiscale - included discretions 50436005584 - numero H.E.A. 250904
FINA 00891251003 Typo accordances.
Tsgritta at Registro Regisori degali el n. 70945 Pubblicato sulla G.U. Suppi (13) W Serie Speciale del 17/7/1992 tscritta alta bo Speciale delle società di revisioni Conson at progressivo in 2 del bala in 10331 del 16/7/1997

Outding a series yorking an d

$8394280$

Abbiamo identificato i seguenti aspetti chiave della revisione contabile:

Aspetti chiave

Riserve di petrolio e di gas naturale

Risposte di revisione

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

Le riserve rappresentano, inoltre, un indicatore fondamentale delle potenziali performance future della Società.

La Società ha fornito l'informativa relativa alle riserve di petrolio e di gas naturale nella nota 1.3 "Stime contabill e giudizi significativi".

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

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

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

La Società ha fornito l'informativa sulla recuperabilità delle attività nella nota 13 Le nostre procedure di revisione in risposta all'aspetto chiave hanno riguardato, tra l'altro; (i) la comprensione del processo adottato dalla Società per la verifica della recuperabilità delle suddette attività; (ii) l'analisi del disegno e la verifica dell'operatività dei relativi controlli chiave; (Bi) l'analisi delle principali assunzioni j formulate dagli amministratori, avvalendoci anche del supporto di nostri specialistì in tecniche di valutazione. In particolare, è stata analizzata la metodologia adottata dalla Società per la stima dei prezzi di medio-lungo termine delle commodities, anche rispetto ai valori

"Riprese di valore (svalutazioni) nette di attività materiali e immateriali" e, con riferimento alta complessità delle stime, nella nota 1.3 "Stime contabili e giudizi significativi".

espressi dal mercato e dagli analisti di settore e sono state confrontate le assunzioni utilizzate. dagli amministratori per la stima del valore recuperabile delle attività materiali e immateriali con quelle utilizzate per la stima delle riserve di petrolio e das naturale.

Infine, abbiamo verificato l'informativa fornita nefle note al bilancio in relazione all'aspetto. chiave.

Procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di Impresa

La Società è interessata da procedimenti in materia di responsabilità amministrativa d'impresa, a fronte di attività svolte in paesi esteri. La valutazione delle possibili implicazioni per la Società derivanti da tali procedimenti è un processo complesso che comporta l'applicazione di giudizio da parte degli amministratori, in ciò supportata dalle indicazioni dei legali interni ed esterni incaricati di fornire assistenza nei suddetti procedimenti e, pertanto, è stata ritenuta un aspetto chiave della revisione. La Società ha fornito l'informativa sui rischi connessi ai procedimenti in materia di responsabilità amministrativa di impresa nella sezione "Contenziosi" della nota 25 "Garanzie, impeani e rischi".

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

Responsabilità degli amministratori e del collegio sindacale per il bilancio d'esercizio

Gli amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio d'esercizio che fornisca una rappresentazione veritiera e corretta in conformità agli International Financial Reporting Standards adottati dall'Unione Europea, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione defl'art. 9 del D. Los. 28 febbraio 2005, n. 38 e, nei termini previsti dalla legge, per quella parte del controllo interno dagii stessi ritenuta necessaria per consentire la redazione di un bilancio che non contenga errori significativi dovuti a frodi o a comportamenti o eventi non intenzionali.

"Gli amministratori sono responsabili per la valutazione della capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento e, nella redazione del bilancio d'esercizio, pér $\langle \cdot \rangle$ , l'appropriatezza dell'utilizzo del presupposto della continuità aziendale, nonché per un'adeguata informativa in materia. Gli amministratori utilizzano il presupposto della continuità aziendale la i redazione del bilancio d'esercizio a meno che abbiano valutato che sussistono le condiziori-der la

3

839421851

fiquidazione della Società o per l'interruzione dell'attività o non abbiano alternative realistiche a tali scefte.

Il collegio sindacafe ha la responsabifità della vigitanza, nei termini previsti dalla legge, sul processo di predisposizione dell'informativa finanziaria della Società.

Responsabilità della società di revisione per la revisione contabile del bilancio d'esercizio

I nostri obiettivi sono l'acquisizione di una ragionevole sicurezza che il bilancio d'esercizio nel suo complesso non contenga errori significativi, dovuti a frodi o a comportamenti o eventi nonintenzionali, e l'emissione di una relazione di revisione che includa il nostro giudizio. Per ragionevole sicurezza si intende un fivello elevato di sicurezza che, tuttavia, non fornisce la garanzia che una revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) individui sempre un errore significativo, quatora esistente. Gli errori possono derivare da frodi o da comportamenti o eventi non intenzionali e sono considerati significativi qualora ci si possa ragionevolmente attendere che essi, singolarmente o nel foro insieme, siano in grado di influenzare le decisioni economiche degli utilizzatori prese sulla base del bilancio d'esercizio.

Nell'ambito della revisione contabile svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia), abblamo esercitato il giudizio professionale e abbiamo mantenuto lo scetticismo professionale per tutta la durata della revisione contablie. Inoltre:

• abbiamo identificato e valutato i rischi di errori significativi nel bilancio d'esercizio, dovuti a frodì o a comportamenti o eventi non intenzionali; abbiamo definito e svolto procedure di revisione in risposta a tak rischi; abbiamo acquisito elementi probativi sufficienti ed appropriati su cui basare il nostro giudizio. Il rischio di non individuare un errore significativo dovuto a frodi è più elevato rispetto al rischio di non individuare un errore significativo derivante da comportamenti od eventi non intenzionali, poiché la frode può implicare l'esistenza di collusioni, falsificazioni, omissioni intenzionali, rappresentazioni fuorvianti o forzature del controllo interno;
• abbiamo acquisito una comprensione del controllo interno rilevante ai fini della revisione ٠ contabile allo scopo di definire procedure di revisione appropriate nelle circostanze, e non peresprimere un giudizio sull'efficacia del controllo interno della Società;
• abbiamo valutato l'appropriatezza dei principi contabili utilizzati nonché la ragionevolezza delle stime contabili effettuate dagli amministratori e della relativa informativa;
• siamo giunti ad una conclusione suil'appropriatezza dell'utilizzo da parte degli amministratori del presupposto della continuità aziendale e, in base agli elementi probativi acquisiti, sull'eventuale esistenza di una incertezza significativa riguardo a eventi o circostanze che possono far sorgere dubbi significativi sulla capacità della Società di continuare ad operare come un'entità in funzionamento. In presenza di un'incertezza significativa, siamo tenuti a richiamare l'attenzione nella relazione di revisione sulla relativa informativa di bilancio ovvero, qualora tale informativa sia inadeguata, a riflettere tale circostanza nella formulazione del nostro giudizio. Le nostre conclusioni sono basate sugli elementi probativi acquisiti fino alla data della presente relazione. Tuttavia, eventi o circostanze successivi possono comportare che la Società cessi di operare come un'entità in funzionamento;
• abbiamo valutato la presentazione, la struttura e il contenuto del bilancio d'esercizio nel suo complesso, inclusa l'informativa, e se il bilancio d'esercizio rappresenti le operazioni e gli eventi sottostanti in modo da fornire una corretta rappresentazione.

Abbiamo comunicato al responsabili delle attività di governance, identificati ad un livello appropriato come richiesto dai principi di revisione internazionali (ISA Italia), tra gli altri aspetti, la portata e la

83942852

tempistica pianificate per la revisione contabile e i risultati significativi emersi, incluse le eventuali carenze significative nel controllo interno identificate nel corso della revisione contabile.

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

Tra gli aspetti comunicati ai responsabili delle attività di governance, abbiamo identificato quelli che sono stati più cilevanti nell'ambito della revisione contabile del bilancio dell'esercizio in esame, che hanno costituito quindi gli aspetti chiave della revisione. Abbiamo descritto tali aspetti nella relazione di revisione.

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

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

Dichiariamo che non sono stati prestati servizi diversi dalla revisione contabile vietati ai sensi dell'art. 5, par, 1, del Regolamento (UE) n. 537/2014 e che siamo rimasti indipendenti rispetto alla Eni S.p.A. nell'esecuzione della revisione legale.

Confermiamo che il giudizio sul bifancio d'esercizio espresso nella presente relazione è in linea con quanto indicato nella relazione aggluntiva destinata al collegio sindacale, nella sua funzione di comitato per il controllo interno e la revisione contabile, predisposta ai sensi dell'art. 11 del citato Regolamento.

Relazione su altre disposizioni di legge e regolamentari

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

Gli amministratori della Eni S.p.A. sono responsabili per la predisposizione della relazione sulla oestione e della relazione sul governo societario e gli asselli proprietari della Eni S.p.A. al 31 dicembre 2018, incluse la loro coerenza con il relativo bilancio d'esercizio e la loro conformità alle norme di legge.

Abbiamo svolto le procedure indicate nel principio di revisione (SA Italia) n. 7208 al fine di esprimere un giudizio sulla coerenza della relazione sulla gestione e di alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari indicate nell'art. 123-bis, comma 4/del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58, con il bilancio d'esercizio della Eni S.p.A. -al 31 dicembre 2018 e $\backslash$

sulla conformità delle stesse alle norme di legge, nonché di rilasciare una dichiarazione su eventuali errori significativi.

A nostro giudizio, la relazione sulla gestione e alcune specifiche informazioni contenute nella relazione sul governo societario e gli assetti proprietari sopra richiamate sono coerenti con libilancio d'esercizio della Eni S.p.A. al 31 dicembre 2018 e sono redatte in conformità alle norme di legge.

Con riferimento alla dichiarazione di cui all'art. 14, comma 2, lettera e), del D. Lgs. 27 gennaio 2010,

n. 39, rilasciata sulla base delle conoscenze e della comprensione dell'impresa e del relativo contesto acquisite nel corso dell'attività di revisione, non abbiamo nulla da riportare.

$\overline{\phantom{a}}$

$\cdot$

$\bar{z}$

------------------------------------

$\mathcal{L}_{\mathrm{max}}$

Roma, 5 aprile 2019

EY S.p.A. MArion

___

Riccardo Rossi (Socio)

$\overline{\phantom{a}}$

$\mathcal{L}^-$

$\cdot$

83942 855

ALLEGATI ALLE NOTE DEL BILANCIO CONSOLIDATO DI ENI AL 31 DICEMBRE 2018

PARTECIPAZIONI DI ENI SPA AL 37 DICEMBRE 2018

In conformità a quanto disposto dagli artt. 38 e 39 del D.Lgs. 127/1991 e della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 fugiio 2006, sono forniti di seguito gli elenchi delle imprese controllate, a controllo congiunto e collegate di Eni SpA al 31 dicembre 2018, nonché delle aftre partecipazioni rilevanti.

Le imprese sono suddivise per settore di attività e, nell'ambito di ciascun settore di attività, tra Italia ed ostero e in ordine alfabetico. Per ogni impresa sono indicati: la denominazione, la sede legale, la sede operativa, il capitale, i soci e le rispettive percentuali di possesso; per le imprese consolidate è indicata la percentuale consolidata di pertinenza di Eni; per le imprese non consolidate pertecipate da imprese consolidate è indicato il criterio di valutazione.

In nota è riportata l'indicazione delle partecipazioni con azioni quotate in mercati regolamentati italiani o di aftri Paesi dell'Unione Europea, la percentuale di voto spettante nell'assemblea ordinaria se diversa da quella di possesso. I codici delle valute indicati negli elenchi sono conformi all'International Standard ISD 4217.

Ż

÷

Al 31 dicembre 2018 le imprese di Eni SpA sono così ripartite:

		Imprese Controllato			Imprese a Controllo Conglunte e Collegete			Altre pertecipazioni allevantivi
	Italia	Estera	Total.	staria.	Estaro	Tatale	tralia	Fstera	Totale
Improse consolidate con il metodo integrale	Żđ	147	175
impreso consolidate joint operation						12
Partecipo dont di imprese consolidate 06
Valutate con il metodo del patrimonio netto		26	30	18	36.	54
Valutate con il metodo del costo			Ĥ		31	34
Valutate con il metodo del fair value.								22	25
	я	30	ЭŔ	21	67	68		22	25
Partecipazioni di imprese non consolidate
Posseduta da imprese a cantrollo congiunto
Totala Imprese	36	177	213	28	75	103		55	25

[o] Riguardano le partecipazioni in imprese diverse dalle controlare, controlate congiunte e collegere superiori ol 2% o 24 0% del capitale, rispectivamente se quotate o non quetale. [b] Le parte cipazioni in imprese controllate valutate con il metodo del patrimonio necto e con a metodo 44° costa riguardano le imprese non significativo,

SOCIETÀ CONTROLLATE E A CONTROLLO CONGIUNTO RESIDENTI IN STATI O TERRITORI A REGIME FISCALE PRIVILEGIATO

La Legge 28 dicembre 2015, n. 208, (Legge di stabilità 2015), con decorrenza 1º gennaio 2016, ha modificato la nozione di Stato o territorio a regime fiscale privilegiato di cui all'art. 167, comma 4 del 0.P.R. 22 dicembre 1986, n. 917. A seguito delle suddette modifiche i regimi fiscali, anche speciali, di Stati o territori si considerano privilegiati laddove il livello nominale di tassazione risulti inferiore al SO per cento di quello applicabile in Italia, da tale nozione sono esclusi gli Stati appartenenti all'Unione Europea ovvero quelli appartenenti allo Spazio Economico Europeo con I quali l'Italia ha stipulato un accordo che assicuri un effettivo scambio di informazioni.

Al 31 dicembre 2018, Eni controlla 10 società residenti o con stabili erganizzazioni in Stati o territori che applicano un regime fiscale pri-

vilegiato individuati dall'art. 167, comma 4 del TUIR, relativamente alle quali tali regimi risultano applicabili. Di queste 10 società, 6 sono soggette ad imposizione in Italia perché incluse nella dichiarazione dei redditi di Eni. Le restanti 4 società non sono soggette a imposizione in Iralia, mo solo a livelto locale, per l'esonero ottenuto dall'Agenzia delle Entrate in considerazione del livello di tassazione cui sono sottoposte. Delle 10 società, 8 rivengono dalle acquisizioni di Lasmo Plc, di Burren Energy Plc, di attività congolesi della Maurel & Promie di attività indonesiane di Hess Corporation. Nessuna società controllata residente o focalizzara nei Paesi considerati a regime fiscale privilegiato ha emesso strumenti finanziari e tutti i bilonci 2018 sono stati oggetto di revisione contabile da parte della Ernst & Young.

35 IMPRESE CONTROLLATE

Exploration & Production

IN ITALIA

Denominazion	Sede legale	rathur. ្លឹ	Valuty	Capitale	Statel Statel		Ğ Conseildata di pertinanz	eato ī
Eni Angola SpA	Sen Donato Milanese [MI]	Angola	EUR	20.200.000	Eni SpA	100,00	100.00	C.L
En] Maditerranes Idrocarburi SpA	Gela (CL)	Italia	CUR	5.200.000	Enl SpA	100,00	100,03	£.L
Eni Mozambico SpA	San Donato Milanese (NI)	paidmezona	EUR	200.000	eni SaA	100,00	100,00	C.I.
EnlTimer Leste SpA	San Donato Milanese [MI]	TimorEst	EUR	6.841.517	Eni SpA	100,00	100,00	C.C.
Eni Wost Africa SpA	San Donato Milanose (Mil	- Angola	EUR	10.009.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.t.
Enl Zubatr SpA [in liquidazione]	San Donato Milanoso (MI)	Italia	EUR	120.000	Eni SpA	100,00		Co.
EniProgetti SpA	Venezio Marghera (VE)	Italia	ELR	2.064.000	Eni SpA	100,00	100,00	¢л,
Floaters SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	印刷	200.120.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
leoc SpA	San Donato Kilanese [Mi]	Egitto	EUR	7,518.000	Ent SpA	100,00	100,00	E.I.j
Società Petrolifera italiana SpA	San Donato Milanese (MI).	Italia	EUR	13.877.600	Fni Spe Saci Terzi	99,96 0, D4	99,96	E.I.

(*) E,L – consolicamento integrale, J.G. – joint operatori, F.N, – valutazione al patrimonio netto, ĉo. – valutazione al Sosto, F.V. – vaĉutazione al foir volue.
(e) Società don azioni quotato nei urotesti regularemiati Ra

$83942$ $\sqrt{851}$

ALL'ESTERO

$\cdot$

纂

Denominazione	Seda legale	Sede operativa	Valuta	Capitale	Ã	A Poseses	% Consolidata di pertinanza Enl	Katodo di consolidamento o diferio divelutazione let i
Agip Caspian Sea BY	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhstani	āШA	20.005	Eni International BV	100,00	100,00	C.L
Agip Energy and Natural Resources [Nigeria] Ltd	Abuja [Nigcrl≐]	Nigersa	NGH	5,000,000	Eni balernational BY. Eni Oil Poldings BY	95,00 5,00	100,00	CJ.
Agip Korachaganak 6V	AmsterdBM (Paesi Bassi)	Kazakhstan	FUR.	20.005	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Agfp Oil Ecuador BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Eeuader	EUR	20.000	Eni International 8V	100,00	100,00	41 I.
Agip Oleoducto de Crudos Perados BV	Amsterdam (Pansi Bassi).	Eçyador	EUR	20,000	Eni later : ational BV	100.00		P.N.
Burren Energy (Bermuda) Ltd (9)	Hamilton (Bermuda)	RegnoUnite	USU	12.002	Burren Energy Pic	100,00	100,00	C.I.
Burren Energy [Egypt] Ltd	Eondra (Regno Unito)	Egisto	GBP	2	Burren Energy Plc	100,00		P.N.
Burren Energy Congo Ltdl e	Tortota (taale vergint Sritanniche)	Repubblica dal Congo	USD	50.000	Burren En. (Berm) Ltd.	100.00	100,00	СJ.
Burran Energy India Ltd	Condra (Regno Unito)	itegno Unha	GBP	2	Burren Energy Plc	100,09	100,00	C.I.
Surren Energy Pic	Londra (Regno Unite)	Regno Unito	GBP	28.819.023	Enrick Holding Plc Eni UK Ltd	99,99 $\left( \right)$	100,00	C.I.
Butren Şhakti Ltd ini	Hamilten [Bernuda]	Regnotfilto	uso	65.300.000	Burret-En, India LLB	100,00	100,00	C.I.
Eni Abu Dhabi BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Emirati Arabi Uniti	EUR	20.000	Eni International BY	100,00	100.00	$\overline{c}$ .
EnlaEPLtd	Londra (Regno Unito)	Pakiatan	58P	23.471.000	EniUKLId	100,00	100,00	с.I.
Enf Algeria Exploration BY	Ansterdam (Paesi Baasi)	Algeria	EUR	20.000	Enil International BV	100,00	100,00	£J.
Enl Algeria Ltd Sari	Lussemburgo (Lussemburgo),	Algeria	USD	20.000	Eni Dil Holdings BV	100,00	100,00	Ç.I.
Enl Algeria Production BV	Amsterdam (Paesi Baasi)	Algeria	EUR	20,000	Eni Internasional BV	100,00	100,00	СI.
Eni Ambafat Ltd	Londra [Regno Unito]	Indonesia	GBP	1	Enitocenesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni America Ltd	Dover, Dolaware {USA}	E15A	JSD	22.000	Eni LHE Ltd	100.00	100.00	C.I.
Eni Angola Exploration BY	Amsterdam (Pagai Bóssi)	Angola	eur	20.000	Eni Interastiensi BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Angola Production BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Angola	EUR	20.000	Enl lusernasional BY	100,00	100,00	ca.
Enl Argentina Exploración y Explotación SA	Buenos Aires (Argentina)	Argentina	AR 5	24.135.336	Eniänternational BV Eni (II) Holdkegs BY	95,DO 5,00		P.N.
EnlArguni Ltd	Lendra [Regno Unito]	Indonesia	58P	1	Enžindonesia Ltd	109,00	100,00	Ω.
Eni Avetrolla 8Y	Amsterdam. [Paesi Bassi]:	Austr∍lia	EUR	20,000	Enflertercational BV	100,00	100,00	C.L
Eni Australia Ltd	Londra (Regno Unito)	Australia	GBP	20.500.000	Eni International BV	100,00	100,00	E.I.
Eni Behrain BY	Amsterdam (Рвезі8авы)	Paosi Bassi	EUR.	20.000	Eni International BV	100,00		P.N.

÷.

(*) C.C. = consolideneno integrale, J.O. = John operation, R.N. = valucatione of out of consolidations and consolidation of a state of consolidation of a state of the state of the state of the state of the state of the sta dell'istanza di Intelproto da parte deviagenzia delle Emmite.

347 ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO | IMPRESE CONTROLLATE

							839
Denominszions	Seda legalo	Sede operativa	Valuta	Capitale	у. Я	XPossesso	s Consolidata di pertinenza Enl	consolidamento 0 criterio di valutazione le Metada di	Firmaz hru Modella
EnJ BB Petroleum Inc.	Dover, Delaware [USA]	USA	U59	1.000	Enl Petroleum Colino	100,00	100,00	C.I.	et diz
Enr BTC116	Londre (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	23.214.400	Enithternational BV	100,00		P.N.
Eni Bukat Ltd	£ondra (Regna Unito)	eizandanl	G3P	1	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Enl Bulungan BV	Amsterdam (Pacsi Bassl)	Indonesia	EUR	20.000	Eni3nternational 8V	100,00		AM.
Eni Conada Holding Ltd	Całgary (Canada)	Canada	นรอ	453.200.001	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni CBM Ltd	l, o pdra [Regno Unito]	ndonesia	USD	2,210.28	Eni Lasma Plo	100,00	100,00	C.I.
Eni China BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Cina	EUR	20.000	Eni International BY	100,00	130,00	C.I.
Eni Congo SA	Pointe-Naire (Repubblica del Congo)	Repubblica del Congo	USD	17.000.000	Eni EBP Holding BV Erfler, NANY Sarl Eni International BV	39,99 $\left( . \right)$ []	100,00	¢.ı.
En) Câte d'Ivalre Ltd	Lendra (Regno Unito)	Costa d'Averio	GBP	1	Eni UK Ltd	100,00	100.00	¢π
Enl Cyprus Ltd	Nicosia (Cipro)	Cipro	凯尔	2.006	Enimmernational SV	100,00	100,00	CL
Eni Denmerk BY	Amsterdam (Paest Bassi)	Groenlandla	EUR	20.000	Enl International BV	100,00	100,00	C.1
Eni da Brasil Investimentos em Exploração e Produção de Petróleo Ltda	Rio de Janeiro (Brasile)	Brasilo	BRL	1.593.415.000	∑ni !nternational 9Y Eni Gil Holdings BV	99,99 $\left( \right)$		P.N.
Enf East Ganal Ltd	Londra (Hayno Unito)	Indonasia	6B P		Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni East Sepinggan Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	GSP	ı	Eni Indonesia I.td	130,00	100,00	C.I.
Enf Eigin/Frenklin Ltd	Londra [Regno Unito]	Regno Unito	GBP	100	EnflUK Ltd	160,00	100,00	ê.i.
Eni Energy Russia BV	Amsterdam (Pacsi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20.000	Eni Intornational BV	100,00	100,00	¢.ı,
Eni Exploration & Production Holding BY	Amsterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bossi	eur	29.832.777,12	Enifisternational BV	100,00	100,00	ca.
Ent Gebon SA	Libreville (Gabon)	6aban		XAF 13.132.000.000	Eni Imevrational BV	100,00	100,00	τī.
Enf Ganal Ltd	l.endra (Heyno Unito)	Indonesia	6er	2	Eni Indonesia Ltd	100,00	200,00	C.I.	F
Eni Gas & Power LNG Australia BY	Amsterdam (Paesi Bassi)	Australia	eur	10.000.000	Eailnternational BV	100,00	100,00	c,D
Eni Ghana Exploration and Production Ltd	Ассгв (Ghana)	Ghana	GHS	21.412.500	Enileternational BV	100,00	100,00	い
Enl Hewett Ltd	Aberdeen {Regna Unita}	Regna Unito	G₿P	3.036.000	Shi UK Ltd	100.00/	100,00	C.IN
Enl flydrocarbons Venezuefa Ltd	Londra [Regno Unito]	Venezuela	GBP	6,050,500	Enr Lasmo Pic	$100.00 \times 100.00$		C.I.
Eni India Ltd	Londra (Regna Unito)	India	GBP	44.000.00N	Emi UX Ltd	$\sim$ 70h on 71db oo.		E.I. $1 + 1$
Eni Indonesia Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	胎的	LDO	Eni ULX Ltd	100,00.1	$-100.06$	жел.

$\vert \textbf{r} \vert$ ( $t$ = co-selled nonce in tag wile, $J,0$ = joint coaration, $\partial M$ = valutazione al partimention et to, Co, = valutazione al costo. F.V. = valutazione al fairvalva,

$\bar{z}$

Me 後に

$83.942$ 869

Denominazione	Seda lagole	Sude operative	Valuta 1	Engine	\$pc!	% Possesso	x Consolidata di portinenza Enl	Metado di Consolidamento o critatio di valutazione na)
Entindonesis Ots 1 Ltd III	Grand Cayman [Isole Cayman]	Indonesia	USN	1,01	Eni Indonesia Utd	100,00	100,00	C.I.
Eni International NA NY Sàri	Lussemburgo (Lussemburga)	Regno Unito	USD	25.0GD	Enrichternational BV	100,00	100,00	C.I.
Enflorestments Pic	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	750.050.000	Eni SpA Eni UK Ltd	99,99 $\left( \ldots \right)$	160,00	C.I.
Enl fran BV	Amsterdam (Paesi Bossi)	Iran	EUR	20.000	Eni International 8V	100,00	100.08	CA.
Enf Iraq Bri sa	Amsterdam. [Paesi Bass]]	Iraq	EUR	20.909	Eni la terna tlonol BV	100.00	100,00	èт.
Eni treland BY	Amsterdam (Parsi Bassi)	irlanda	EUN	20.090	Eni International BY	100,00	100,DD	€J.
Enflestey BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Kazakhatan	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.L
EnlJPDA03-131td	Løndra (Regno Unito)	Australia	GBP	250,000	Eni International BV	100,00	100,00	C.i.
Eni JPDA 06-105 Ptg Ltd	Parth [Australia]	Abstralia	AUD	BG.030.576	Eni International BV	100,00	100.00	ΈJ.
EnlJPDA 11-106 BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Australia	eur	50.000	Eni International BV	190,00	100,00	t.L
Enf Kenya BY	Amsterdam (Раеві Вавя)]	Kenga	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Enl Krueng Mane Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	6BP	S.	Eni Indonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Lesma Pic	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	337.638.724,25	Eni lavestments Plc Eni UX Ltd	99,95 IJ	100,00	C.I.
Eni Lebanon BY	Amsterdam [Paesi Bassi]	Libano	EUR	20.000	Enlinternational BV	100,00	100,00	c.
Eni Liberia BV	Am\$terd∓m (Paesi Bassi)	Liberla	EUR	20.000	Eni International 8V	100,00	100,00	¢.L
Eni Liverpool Bay Operating Co Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	EnillK Ltd	100,00		PN.
Enl LNS Ltd	Londra [Regno Unito]	Regno Unito	GЫP	80.400.CDU	Eni UK Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Markating Inc.	Daver, Defaware [USA]	USA	มรอ	1.000	Eni Petroleum Coline	100,00	100,00	C.S.
Enlikarec BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Marocco	EUR	20.00D	Saiinternational BY	100,00	100,90	C.I.
. Eni México S. de RL de CV	Lomas De Chapultopoc, Mexico City (Messica)	Nessico	MXN	3.000	Eni International BV Eni Qil Holdlogs BV.	99,90 D, 10	100,00	ЕJ.
Enl'Middie East Ltd	Londra [Regno Unito]	Regnallnita	GB₽	1	EniQLT tid	100.00	100,00	ÇJ.
Ehl MOG Ltd (in liquidazione)	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	ĢBP	220.711.147,50	Eni Lasmo Plo Eni UNS Ltd	99,99 Ø	130,00	C.I.
Eni Montenegro BY	Amsterdam (Paosi Bassi)	Mantenegro	EUR	20.000	Eni Internstional BV	100,00	100,00	C.I.
Enl Hozambique Engineering Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1	Eni UK Ltd	100,00	100,00	Е.,
Eni Mazambique LNG Heiding BV	Amsterdam [Paesi Başsi]	Paesi Dassi	EUR	20.DOD	Eni: nternational HV	100,00	100,00	τJ.

$\ddot{\phantom{a}}$

er anda indi

|*| C.I. = cursolosmono integrae, J.O. = jaim operation, P.N. = valutazione al patrimonio e la sua esta anno 1
|0] Società Iotaliza (Eine Sham operatoris integral delle giand cursilian. 167, comma 4 del D.P.R. 22 doembre 1

349 ALLEGATI AL BILANCIO CONSOLIDATO | IMPARSE CONTROLLATE

						8394
							x Consolidata d) gertinasyza Enf	consolidamento o colorto d] valuteziona 147	The American Association
Denominazione	Sade legale	Seda operativa				X Posaesso
			Valuta	Capitale	SacJ			Metoda di
Eni Muara Bakau BV	Amsterdam (PaeskBassk)	Indunesia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Eni Myanmar BY	Amsterdam [Pəesi Bassi]	Myanmer	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	¢,I,	ationg
Enl North Africa BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Libia	EUR	20.000	Eni International BV	100,00	100,00	E.i.
Eni North Ganal Ltd	Londra (Regno Unito)	Indonesia	6aP	1	Eni indonesia Ltd	100,00	100,00	ċ.
Ent Oil & Gas Inc.	Dover, Deloware (USA)	USA	USD	100.000	Eni America Ltd	100,00	100,00	C.I.
Eni Gil Algeria Ltd	Londra [Regno Unito]	Algeria	G8P	1.000	Eni Lasma Pfo	10,992	100,00	Cл.
Enl Dil Holdings BV	Amsterdom (Paesi Bassi).	Paesi Bassi	EUR	450 O 3 0	Eni uLX Etd	100,00	100,00	¢.ı.
Enl Oman BY	Amsterdam {Pacsi Bassi]	Oman	EUR	20.003	V8 Ionational in3	109,90	100,00	С.І.
Eni Pakistan Ltd	Londra (Regno Unito)	Pakistan	GBP	90.082	Eni ULX Ltd	100,00	100,00	E.5.
En Pakistan (M) Lid Sari	Lussemburgo [Lussemburgo]	Pakistan	uso	20.000	Eni Dit Haldings BV	100,00	100,00	C.L
Eni Petroleum Coline	Dover, Defawere [USA]	USA	USD	196.600,000	Eni SpA Eni International BV	63,86 36,14	100,00	C.I.
Enl Petroleum US Lic	Oover, Delaware [USA]	USA	USD	1.000	Eni BB Petroleam inc	100,00	100,00	$\overline{\mathfrak{c}}$
Ent Portugal SV	Amsterdam (Paesi Saasi)	Portogalfo	EUR	20,009	Esti Intecnational BV	100,00	100,00	ىلىرگ
Enl Rapak Ltd	Londra (Regna Unita)	Indonesia	GB P	z	Eni Indonesia Wd	100,00	100,00	C.I.
Eni RD Congo SA	Kinshasa (Repubblica Domocratica del Longa]	Repubblica Democratica del Congo	CDF	750.0GD.DCD	Eni International BY Eni Dil Holdings BV	99,99 į.,		P.N
Enl Roverna Basin BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Mozambico	eur	20,000	Eni Mozamaique LNG H. BV 100,00		100,00	C,I.
Eni Sharjeh BV	Ainsterdam (Paasi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	20,000	Eni International BV	109,00	100,00	CJ.
Eni South Africa BV	Amsterdam (Paesi Basai).	Repubblics Sudafricana	EUR	20.000	Eni Internațional BV	100,00	100,00	C.L
Enf South Chine Sen Ltd Sorl	rnzzeupnuða (Lussemburgo)	Çibd	USD	20.000	Eni Internation of AV	100,00		PN
EnlTNS1.td	Aberdeen [Regno Unito]	Regno Unito	G BP	1.000	Eni UK Ltd	100,00	100,00	c.
Enl Tunisis BV	Amsterdam (Pacsi Bassi).	Tunisia	EUR	20.000	Eol International BV	100,00	100,00	сJ.
Eni Yurkmenistan Ltdill	Hamilton (Bermuda)	Turkmenistan	uso	20.000	Burren En. [Berm] Ltd	100,00	100,00	ĶI.
Eni UNL Lid	Londra [Regna Unita]	Regno Unito	GBP	ſ	Enj Ut T Ltd	100,00	. 100,00	택
Enl UK Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GAP	250.000.006	Eni International BV	100,00	μαίοπι'	t'n,
Eni UK Holding Pic	Landra (Regno Unito)	Regna Unito	GB?	424.050.000	Enflasmo Pic Eni UK Ltd	99,99. Ы,	100.00.	t√n
Eni UXCS Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unita	GBP	160	Eni UK Ltd	100,00	100.00

(*) C.I. – consofsiamento integrale, J.D. – Joint operation, P.N. – valutazione algastiones algastiones in estate algastiones in fair value.
(9) Sonaca focalizzata luma Stato otteriorio a regime fiscale advillegata di cula

$\bar{z}$

$\int \mathcal{L}$ en (1935)
Kilografia
Kilografia

83942 564

Denominazione	Seda legate	Sede opprativa	Valute	Capitale	SacI	A Possesso	X Consolidata di pertikenza Enl	Matydo di conspilipmento conspilipmento di valutazione re)
En Ukraine Holdings BV	Amsterdam [Paesi Bassi]	Paesi Bassi	EUR	20.000	Enil International BV	100,00	100,00	E.I.
Eni Ukraine Lie	Kiev (Ucraina)	Ucraina	UAH	42.004.757.64	Eni Daraine Hold, BV Eni International BY	99,99 0,01	100,00	C.I.
Eni Ukraine Shallow Waters BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Ucraina	EUR	20.00D	Eni Ukraino Hold, BV	100,00		P.N.
Ent ULT Ltd	Londra {Regno Unito}	Regno Unito	GBP	93.215.492,25	Eni Lasino Plc	100,00	100,00	C.L
Enl ULX Ltd	Londra (Regno Coite)	Regno Unito	GBP	209.010.000	Eni UI.T Ltd	00,001	100,00	. C.L
Eni US Operating Coinc	Bover, Gelaware [USA]	U SA	U5D	1.000	Eni Petroloum Colln¢	100,00	100,00	τı.
Enl USA Gas Marketing Lic	Dover, Detaware (USA)	USA	USD	10,000	Eni Marketing Inc	100,OU	30,002	C.L
Enl USA Inc	Dover, Delaware [U\$A]	35.4	USD	1.000	Eni Olt & Gas Inc.	100.00	100.00	C.I.
Enf Venezuela BV	Amsterdam (Paesi Bassi)	Venezuela	2UG	20.000	Eni Venezuela E&P.H.	100,00	100,00	Èл.
En[Venezuela EBP Holding SA	Bruxelles (Bełgio)	Belgio	U5D	254.657.880	Eni International BY Eni 0.1 Haldings BV	99,99 Ω	100,00	c.i.
Eni Ventures Plc (in liqurdazione)	Londrá (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	278,0SO.000	Eni International BY Eni Dil Holdings BV	99,99 $[]$		Cв.
Enl Yletnam BY	Amstardam (Poest 8asal)	Vietnam	€UR	20,000	ងរា International BY	100,00	100,00	£.I.
Enl West Timor Ltd	Landra [Regno Unito]	Indonesia	GBP	$\mathbf{1}$	Enri Adonesia Ltd	100,00	100,00	C.I.
Ent Yemen Ltd	Londra (Regno Unito)	Regno Unito	GBP	1.000	Burren Energy Plo	100,00		P.N.
En Progettl Egypt Ltd	Il Cairo [Egitto]	Egitto	€GP	50.000	EniProgetti SpA Eni SoA	99,DO t,aú		P.N.
Euri Eni algerie	Algeri $[Algari=]$	Algeria	DZD.	1.000.000	Eni Algeria Ltd Sarl	100,00		P.N.
First Calgary Petroleums LP	Wilmington (USA)	Algeria	USO	1	Eni Canada Hold, I.td FCP Partner Co ULC	99,99 0,01	100,00	c.i.
First Calgary Petroleums Partner Co ULC	Calgary (Canada)	Canada	GАП	10	Eni Canada Hold, Ltd.	100.00	100,00	CJ.
leoc Exploration BV	Amsterdam [Paesi Basel]	Epitto	E₩R	20.000	Enl International BV	100,00	100,00	C.I
Is ac Production BY	Amsterdam (Paesi Bassi)	Egitto	EUR	20,000	Eni international BV	100,00	100,00	L.L
Lasmo Sange Sanga Ltd if:	Hamilton (Bermuda)	Indonesia	USD	12.000	Eni Lasmo Plo	109,00	100,00	C.L
Liverpool Bay Ltd	Londra (Rogno Unito)	Regno Unito	ŲSÚ	ı	Eni UEX I.td	100,00		P.N.
Kigerian Agip CPFA Ltd	Lagos (Nigeria)	Nigeria	NSM	1.262.500	NADCIM Agip En Mat Res. Ltd Nigerian Agip F. Ltd.	50,08 0,99 0,99		Ca.
Nigerian Agip Exploration Ltd	Abuja [Nigeria]	Nigeria	NG N	5.000.000	Enfinternational BV Eni Gil Holdings 3V	39,99 0,01	130,00	C.f.
Nigerian Agip Off Co Ltd	Abuja (Migeria)	Nigeria	ΜĢΝ	1,800.000	Eni International BV Eni Dil Hotulngs BV	99,B9 0,11	100,00	ōä,

$\cdot$

|"| C.L=consolidamento integrale, J.O. = joint operation, P.A. = valutazione alcoup, Co. = valutazione alcouto, F.V. = valutazione alfa vialue.
{9] Società iscolòzera è uno Stato acultono a regime fiscale privilegiato di c

ř

(*) CI, = consolidamento integrale, J.D. = joint operation, P.N. = valutazione al anexo, Co. = valutazione al castu, P.V. = valutazione al fair value.
|8| Società localizzaa In uno Scato anennor o a regime hostale privileg

$$
83942 \; \big/ \; 863
$$

$$
\frac{3}{2}
$$
Gas & Power

IN ITALIA

Denominazione	e ingale Ř	톱 5048 Ep	i Salam	Capitale	ğ		Ĝ % ConsoRdata di pertinenza B	Ë ٠. a criterio di valutazioni criteria
Enligas e luce SpA	San Donato Milancso [MI]	li afla	EUR	750,000.000	Eni SpA	100,00	100,00	C.I.
Enl Gas Transport Services Sri	San Donato Milanese (ML)	Italia	EUR	120,006	Eni SpA	160,00		Co.
Ent Trading & Shipping SpA	Roma	Italia	FUR	60.036.650	Eni Spa	100,00	100,00	c.r.
EniPower Mantova SpA	San Donato Milanase (MI)	tralia	EUR	144.000 000	EniPower SpA Soci Terzi	BG,50 13,50	86.50	E.I.
En[Power SpA	San Donato Mitanese [Mi]	ltəllə	EUR	944.947.849	Eni SpA	100,00	100.00	ZЛ.
LNG Shipping SpA	San Donato Milanese [MJ]	Italia	EUR	240.900.000	Eni SpA	100.00	100.00	¢.l.
Trans Tunisfan Pipelina Co SpA	San Donato Milanese (MI).	Tunisia	5UR	1.098.000	Enf SpA	100,00	100,00	τ.ι.

÷,

ALL'ESTERO

Danominazione	Sede lagale	Sedo operative	Valuta	青春	ŝ	PD6888880	ā Consolid 흡 æ	a criterio di velutaziona les ttodo di nspildamento ËQ
Adriaplín Podjetje za distribucijo. zemeljakega piłna don Ljubijana	Lublana [Stovenia]	Slovenia	EUR	12.956.935	Eni gas e luce SpA Soci Terzi	51.0D 49.00	51,00	C.L
Eni G&P frading BY	Amsterdam (Paesi Bassi).	Turchia	KUA	70,000	Eni International BV	100,00	100.00	tı.
EnJ Gos & Power France 5A	Levallais Perret (Francia)	Francia	EVR	29.937.800	Eni gas e Axec SpA Sacl Terzi	99,87 0.23	99.BZ	τ.
Eni Trading & Shipping Inc.	Dover, Delaware (USA)	USA	บรอ	36,000,000	ETS SeA	180,00	100.00	C.I.
Enl Transporte y Suministro México, 5. de RL de CV	Mexica City (Messica)	Messico	MXN	3.000	Enlincemetional BV Eni Dil Holdings 3V	99,90 0.10		P.N.
Gas Supply Company Thessaloniki-Thessalia SA	Thossaloniki [Grecia]	Gredia	EUR	13.761.788	Enligas e luce Spa	100.00	100,00	C.I.
Société de Service du Gezoduc Transtunisien SA - Sergaz SA	Tunisl [Tunis a]	Tunisia	ìЮ	99.000	Eni International BV Soci ferzi	66,67 33,33	66,67	¢.i.
Société pour la Construction du Gazoduc Transtunisien SA - Scogat SA	Tunisi (Tunisia)	Tunisia	TND.	200.000	Eni International BV Eni SpA LNG Shipping SpA Trans Tunis, P. Co SpA	99,85 0.05 0.05 0.05	100.00	c.r.

[*} C.), = consetii amento integrale, .d.0. = joint operation, P.X. = valutazione el patr-moniu netto. Co, = valutazione al costo, P.V. = valutazione al fair velue.

$\label{eq:2.1} \frac{d\mathbf{r}}{d\mathbf{r}} = \frac{1}{2} \frac{d\mathbf{r}}{d\mathbf{r}} \frac{d\mathbf{r}}{d\mathbf{r}}$

tion
Se

$\frac{3}{2}$ Refining & Marketing e Chimica.							3394		Ca Atalian
Refining & Marketing									i Person
IN ITALIA
Denomingziona	aEc2al	Sode operativa	Valuta	apital	Ğ	SPOTE0880	톱 % Consolidate perlimenta		Anoden 2018
Ecofuel SpA	San Boneto Milaneso (Mi)	Itafla	EUR	52.000.000	Ent SpA	100,00	100,00	C.I.
Enl Fuel SpA	Roma	Italia	EU用	58.944.310	Eni SpA	100,00	100.00	C.I.
Raffineria di Sola SpA	Gela [CE]	Italia	EUR	15.000.000	Eni SpA	100,00	100,00	CZ.
SoaPed SpA	Genova	Iraiča	EUR	12,400,000	Ecufuel SeA Soci Terzi	80,00 20,00		P.N.
Servizi Fanda Bombole Metano SpA	flóma	italia		EUR 13.580.000,20	Eni SpA	100,00		Co.

and the second college and complete complete the contraction of the contract of the contraction of the contract of

ALL'ESTERO

$-$ substitution

Banominaziona	Sede legale	Sede oparativa	Valuta	Capitale	š		Ğ % Consolidata di pertinenza E	Metodo di consolidamento o critoris divelutazione sal
Eni Abu Dhabi Reitning & Trading By	Amsterdem (Pacsi Bassi)	Paesi Bassf	EUR	20.000	Enl Internation of BY	100.00		P.K∓
Ent Austria Grabhi	Vienna [Austria]	Austria	EUR	78.500.006	Enfinternational BV Eni Dautsch, GmbH	75,0C 25.00	100,00	C.I.
Enl BehelvicBY	Rotterdam (Paesi Bassi)	Paesi Bassi	eur	1.934,040	Eni International BV	100,00	100,00	С.,
Enl Deutachland GmbH	Monaco d'Baviera - Germania [Germania]		EUR	90.000.000	Eni International 3V Eni Qil Holdings RV	B9.0D 11,00	100,00	E.I.
Eni Ecuador SA	Quito (Ecuador)	Ecuador	USD	103.142,00	Cni International BV Esein SA	99,93 0.07	100,00	¢J.
Enl France Strl	Lienc [Francia]	Francia	EUR	56.000.000	Eni International BV	100,00	100,00	C.I.
Enf iberia SLU	Alcobendas (Spagna)	5pagna	EUR	17.299.100	Eni International BV	100.00	100.00	C.i.
Eni Lubricants Trading [Shangai] Co Ltd	Shanghal [Cino]	Clara	EUR	5.000.000	Enlitaternational BV	100,00	100.00	£J.
Eni Marketing Austria GmbH	Vianna. (Austria)	Austria		FUR 19.621.665.23	ční Mineralőlh, GmbH Eni International BV	99.99	103.00	£л.
Eni Minerslöthandet GmbH	Vienna (Ausula)	Austria	EUR	34.156.232.06	Eni Austria GmbH	100,00	100.00	Ξ.
Eni Schmlertechnik GmbH	Wurzburg [ G ermania]	Germania	EUR	2.000,000	Հու Beutsch, Gmail	100,00	160,00	Æд.,
Eni Sulase SA	Losanna $[S_1]$	Svizzera	CHF	102.500.000	Eni International BV	100,00. - 100,00		C.I.
Enl USA R&M Co Inc.	Wilmington [USA]	USA	USD	11.000.000	Eni International BV	100.00 100.00		۲đ.
Esecontrol 5A	Duito (Ecuador)	Ecuador	USC.	60,800	Sni Ecuador SA Soci Terzi	$\mathfrak{so}_{\mathfrak{m}}$ 13.00		押除し
Esain 5A	Quito [Ecuador]	Ecuador	USO	30.000	Eni Ecuador 5A Теспоева SA		99.99 100.00.	СĿ
Gléoduc du Rhône SA	Valajs (Svizzera)	Svitzera	CHF	2.000.000	Eni International BV	1:10,00		PN.
000 "Eni-Kefto"	Masce [Russia]	alaeuЯ	RUS	1.010.000	En: International BY Eni Oil Holdings BV	99,01 D, 99		P.N.
Tecnoesa SA	Qvita (Ecuador)	Ecuador	USD	36.000	Eni Ecuador 5A Esain SA	99,99 $\left{ \ldots \right}$		P.N.

(*) C.I. - consosciamento untegralo, J.D. - jeimi speration. P.N. = valunazione al patrimonio netto, Do. = valutazione al costo, R.V. = valutazione al fair value.

V
V

X.

$$
83942 \text{ } | \text{965}
$$

Chimica

ALL'ESTERO

Danominazione	Sade lagede	Seda operativa	Volute	apitata	Sact	Pasasace	虛 % Conselidate di partinanza E	Kotodo di consolidamento critesto di valutazione la l
Dynastyr Polisztirol o yártó Zártkörüen Műkődő Részvénytárssság	Budepest Ungheria]	Ungheria	HUF	1.092.150.007	Versalis SpA Vorsalis Deutschland GmbH Versalls International SA	96,34 1,33 1,53	100.05	. ti
Verpalis Americas inc.	Dover, Delaware [USA]	USA	USD	100.000	Versalis International 5A	100,00	100,00	€J.
Yersalls Congo Sarlu	Pointe-Noire (Repubblica del Congo]	Repubblica del Congo	COF	1.000.000	Versalis International SA	100,00		P.N.
Versalfs Deutschland GmbH	Eschbarn (Germania)	Gormania	ELIR	100.000	Versalls SpA	100,00	100,00	СJ.
Versalia France SAS	Mardyck [Francia]	Francia	EUR	126.115.582,90	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Varsetia international SA	Bruxelles (Bolgio)	Belgio	ÈUR	15.449.173.08	Versalis SpA Yersalis Dautschland GmbH Bunastur Irr Versalis France	59,00 23,71 14,43 2,86	100,00	C.I.
Vorselis Kimya Ticaret Limited Sirkati	Gudnerel Hurchlal	Turchia	TRY	20,000	Versaks International SA	100,00		P.N.
Versalis Pacific (India) Private Ltd.	Mumbai [India]	india	INR	23B.700	Vorsalis Singapore P. Ltd Soci Terzi	99,99 IJ		P.N.
Yerealis Pacific Trading [Shanghai] Co Ltd	Shenghal [Cina]	Cina	CNY	1.000.000	Versalis SpA	100,00	500,00	C.I.
Yorsails Singapore Pte Ltd	Singapore [Singapote]	Singapore	56D	60.000	Versalis SpA	100,00	100,00	C.I.
Versalis UK Ltd	Londra (Regna Unita)	Regna Unito	高国作	4.004.042	Versalis SpA	100,00	100.00	C.I.

[*] 2.1. = consolidament0 integrale, 1.0 < joint operation, K.N. = volutazione al petrimonio notto, Co. = volutazione al opsic, F.V. = valutazione al foinve-ve.

Š

ALL'ESTERO

Denpminazion	틺		Value"	Capftai	š		rns pilot Kölnens
Bengue Eni SA	Bruxelfes (Belgio)	Delgio	ËUR	50.090.000	Eni International BV Eni Öil Holdings BV	99,93 0,10	100.00	C.I.
Enf Finance International SA	Bruxelles [Belgio]	Belgia	USD	2.474.225.632	Eni International BV Eni SpA	66,39 33,61	100,00	C.I.
Enl Finance USA inc.	Dover, Defeware (USA)	USA	USD	15.000.000	Eni Petroloum Collna	100,00	100,00	C.I.
Enlingurance Basignated Activity Company	Oublino (Irlanda)	Irlanda	EUR	500.000.000	Ení SpA	190,00	100,00	C.I.
Enlinternational BV	Amsterdam [Paasi Bassi]	Paesi Bassi	EUR	641.683.425	Eni Sp.	100,00	100,00	€J.
Ent International Resources Ltd	Londra [Regna Unita]	Regno Unito	GBP	50.000	EniSpa Eni UK Ltd	99,99 IJ	100,00
Enl Rext Lic	Houston [USA]	USA	USD	100	Eni Petroleum Calino	100,00	10,001	œ.

[*] C.I. = consolidamento integrale, 2.0. - joint operation, P.N. = valusauone al partimonio nesso. Co. = valurazione al costo, F.V. = v4Axteb-ano Al Fejr value,

$$
83942
$$
[86+

Altre attività

IN ITALIA

몸은 å	in Bay İ	Se de operativa	ta luci	Capitele	轰		3 Consellday % Conselldas. di pertinenza	menta verntazione ra Ê
Anic Partecipazioni SpA (in liquidazione)	Gela [CL]	ttalía	EUR	23 519.047,16	Syndial SpA Saci Terzi	99,97 6.03		P.N.
Enl Energia Sri	San Dona a Milanesa (MI)	Italia	EUR	19.000	Eni SpA	100,00		Cσ.
Eni New Energy SpA	San Donato Milanese (MI)	iraNa	EUR	9,296.000	Enl SpA	100.00	100,00	ξJ.
Industria Siciliana Acido Fosforica ISAF SpA (in figula azione)	Gela (CL)	Italia	EUR	1.300.006	Syndial SpA Soci Terzi	52.00 49,00		P.N.
ing. Luigi Conti Vecchi SpA	Asseminl [CA]	tra lia	eur	5.518.620,64	Syndial SpA	100.00	100.00	C.7.
Syndial Servizi Ambientali SpA	San Donato Milanese (MI)	Italia	EVR	425.647.621,42	Eni SpA Søci Terzi	99,99 اءا	100.00	г.,

ALL'ESTERO

$\cdot$ $\bar{z}$

$\mathbb{R}^2$

o		Į Š	Š	Capital	٦g Sar		ᇹ 騷	룕 ᇹ ⊒ 동물
Arm Wind Lip	Astana (Kazakhsten)	Kazokhstan	хIт	2.133.967.100	Windleet 8V	100,00	90.00	E.L
Enl New Energy Egypt SAE	II Dairo [Epicto]	Egitto	EGP	250,000	Enifinternational BV leac Exploration BV Teac Production BV	99,98 0,01 0.01		PA.
Oleodatto del Rono SA	Coira (Svizzora)	Svizzora	€Hê,	£.550.000	Sundial SpA	190.00		P.N.
Windirect BY	Amsterdam (Paesi Baasi)	Paesi Bassi	EUR	10.900	Enl International BY Soci ferzi	90,00 10.0D	90,00	CA.

[*] C.F. = consolidemento integrate, J.O., = joint operation, P.N. = vetu azione al outrimorfo netto. Co. = valurazione al casso, EV. = volurazione al fair value

(*) €.), = consolidamento integrale, J.G. – joint operation, P.N. – vo crazione al patrimonio netto, Co. ≃ valutazione al costo, F.V = valutazione al fair value. (1) L'impresa è a sontrallo obagiunto

$83942 [89$

Denominazione	Sede legalo	Seda operativa	Valuta	Capitale	Sec	APOBBeaso	% Consolidats di pertinanza Enl	Metodo di consolid Imento e Crierio di valutazionel la)
Liberty National Pevelopment Co Lic	Wilmington (USA)	USA	nzo	nH	EnFOIL& Gas Inc. Soci Terzi	32,50 67,50		P.N.
Mediterranean Gas Co	II Cafro [Egitta]	Egitro	2GP	20,000	leac Production BV Soci Terzf	25,00 75,00		Co.
Meillten Oil & Gas BVIII	Amsterdam {Pacsi Bassi}	Libia	EUR	20.000	Eni North Africa EV Soci šerzi	50,00 50,00		Ćó,
Hile Delta Dil Co Nidoco	II Cairo [Egitto]	Egitto	EGP	20.009	Isac Production BV Soci Torzi	32,50 62,50		Cо.
Norpipe Terminal Holdco Ltd	Londra [Regna Unito]	Norvegia	G3P	55,6\$	Kni SpA Saci Terzi	14,2D 85,80		ĖМ.
North Bardawil Patroleum Co.	H Calro (Egitto)	Egitto	EGP	20.000	febr Exploration BV Saci Terzi	30.OC 70,UG		Co.
North El Burg Petroleum Co.	il Cafro (Egitto)	Egitro	EGP	20.000	Teac ScA Soci Torzi	25,00 75,DO		Сg.
Petrobel Belayim Petroleum Co m	N Cairo (Epicto)	Egitta	EGP	20,000	Teac Production BV Soci Terzi	50,00 50,00		čó.
PetroBicentanario SAID	Ceracas [Venezuela]	Venezuela	VES	3,750	Eni Lasma Pro Saci Terzi	49,00 60,09		P.N.
PetroJunin SA ID	Caracas [Venetuela]	Venez⊮≑l≐	VES		24.021 Eni Lasmo Plc Soci Terzi	40,00 50.00		P.N.
PetroSucre SA	Caracas [Venozuela]	Venezucia	237	2.203	Eni Vanezuela BV Soci Terzi	26,00 74, DD		P.N.
Pharaonic Petroleum Co	(l Cairo (Egitta)	Egkto	EGP	20,000	leac Production BV Saci Terzi	25,00 75,00		Сc.
Point Resources FPSO Holding AS	Sandne≴ [Norvegia]	Norvegia	NDK	60.000	Var Energl AS	100,00
Point Resources FPSO AS	Sandnes [Norvegia]	Norvegia	NOK	150.130.000	PR FP 50 Holding AS	200,00
PR Jotun DA	Sandnes [Norvegia]	Norvegia	NOK	ar:	PR FPS0 AS PR FPSO Holdisig AS	95,00 5,00
Part Said Petroleum Colil	II Calro [Egltto]	Zekio	EGP	20,000	teoc Production BV Soci Terzi	50,00 50, DO		Co.
Remi Petroloum Co	II Cairo (Egitte)	Egitio	EGP	20,000	Teac Production BV Saci Terzi	22,50 77,50		Co.
Ras Oattera Petrolaum Co	II Cairo [Egitto]	Egitto	EGP	20.000	lead Production BV Soci Terzi	37,50 62,50		Co.
Rovuma Basin LNG Land Limitada n)	Maputo [Mozambice]	Mozambico	MZN	140.000	Mozambique Revuma Venture SpA Saci Terzi	33,33 65,67		Co.
Shorouk Petroleum Company	II Cairo (Egitto)	Egitto	SGP	20.090	leac Production BV Saci Terzi	25,00 25,00		Č٥.
Société Centrale Electrique du Congo SA	Points-Naire (Fepubblica del Cange]	Repubblica del Congo	XAF	44.732.000.000	Eni Cango SA Soel Terzi	20,00 80,00		F.N.
Société Italo Tunisienne d'Exploitation Pétrollère SAIN	Tunisi [Tunlaia]	Tunisia	TND	5.000.000	Eni Tunisia UV Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Sadeps - Société de Developpement et d'Exploitation du Permit du Sud SA IV	Tunisi (Tunisia)	Tuntsia	ľNÚ	100.000	Eni Tonisia BV Soci Terzi	50,00 \$0,00		$\overline{\mathsf{Co}}$ .
Tapco Petrol Boru Hatel Sanayi ve Ticaret AS CII (in liquidazione)	lstanbul (Turchia)	Turchia	TRY	9.850.000	Eni International BV Saci Terz:	50,00 50,00		Cø.
Tecninco Engineering Contractors Lip cy	Aksal (Kazakhstan)	Kazakhatan	KZT	29.478.455	En:Progetti SpA Şoçi Jerzl	49.00 51,00		P.N.
Thakah Patroleum Co. [in liquida z(sne)	ll Caire (Egloro)	Egitto	EGP	20,000	leoc Exploration BV Soc: Terzi	25,00 75,DO		Co.
United Gas Derivatives Co.	II Cairo [Egitto]	Egitio	USD	153.000.000	Enlinternational BV Soci Terzi	33,33 86,67		P.N.
AIC C BM FFA ID	Londra [Regno Unito]	Indenesia	uso	1.315.912	Eni Lasmo Pl¢ Soci Terzi	50,00 50,00		PN.
Virginia indonesia Co CBM Ltdfil	Enndra (Regno Unito)	Indonesia	USO.	631.640	Eni Lasmo Plc Şadi Terzi	50,00 58,00		ΡN.

$\cdot$

|*| C.I. a consolidamento incegrate, 20. = joint operation, P.N. = valutazione e/pati 'sonio netto, Co. = valutazione al costo. P.V. = valuazione al falmatice.
{|} L'impresa è è constallo conglunto.
(a) Azioni senza valore

$\bar{z}$

ALLEGATI AL BILANESO CONSÓLIDATO | IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO E COLLEGATE 359

Gas & Power

IN ITALIA

Drapminazione	Sedelegale	Sede apprative	Valuta	Capitale	Ĩ.	A Passegge	ś X Consolidata di perduenza E	Metodo di consolidemanto cortierio di valutazione(*)
Maricensult SpAIn	Milano	Italia	EUR	120,000	Enl SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Società EnlPower Ferrara Sri ch	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	140.800.000	EniPower SpA Soci Terzk	54,00 49,00	51,00	ЭO. $\cdots$
Transmed SpA hl	Milano	Italia	EUR	240.000	Eni SpA Scoi Terzi	50,00 50,00		P.N.
ALL'ESTERO Denominazione	Sada lagele	Sede operativa	Valuta	Capitals	Į,	%Possesso	% Consolidata di partinanza Erd	Xetada di Condofidamento Octitario di valutazional a l
Angola LNG Supply Services Lic	Wilmington [USA]	USA	USD	19,278.782	Enl USA Gas M. Lic Soci Terzi	13,60 B6,4D		P.Ń.
Blue Stream Pipeline Co 8Vil	Amsterdam (Paesi Bassi)	Russia	USD	22.000	Eni Internațional BV Soci Terzi	50.00 50,00	50.00	JíD.
Gas Distribution Company of Thesseloniki-Thesaalu 5.4 ml	Ampelokipi Menemani (Grecia)	Greci≐	EUR	247.127605	Eni gas e luce SpA Soci Terzi	49,00 51,00		ĤМ.
GreenStream Bylil	Amsterdam (Paesi Bassi)	Libra	EUR	200.000.000	Enl North Africa BV Saci Terzi	50,00 50,00	50,00	ЛΟ.
Promium Multiservices SA	Tunisi [funtale]	Tunisla	OKT	200.000	Sergaz SA Soci Terzi	49,99 50,01		РJ.
SAMCO Sagf	Lugano $[5$ $ 2$ $2e$ ra]	Svizzera	CHF	20.000	Enl International BV Transmed. Pip, Co Ltd. Soci Terzi	5,00/ 90.00 5,00		۶N.
Transmeditemanean Pipeline Co Ltd Lillea	St. Heliar [Jersey]	Jersey	$\overline{u}$ so	10.310.000	Eni SpA Soci Terxi	50,00. 50.QD	50.00	1.0.
Unión Fenosa Gos SA CH	Madrid (Spagna)	Spagna	EUR	32,777,060	Eni SuA Soci Terzi	50,00 50.00		∴ P.N. ÷.

$\cdot$

|*| C.I. – consoldemento integrale, J.O. - jonu operation, P.N. – valunazione al patrimonio netto. Co. = valunazione al cosco, P.V. – valutazione al foir value.
|19| Società località congunto.
|19| Società località a sua p In halla. Partecipazione considerata ol controllo ex art. 167, comma 3 de l'UID.

83942(841

Refining & Marketing e Chimica

Refining & Marketing

IN ITALIA

Danchimana	Sede legale	Sede operativa	Yakitia	Capitale	\$ec)	Selester of	% Constildata oj pertinenza Enl	Metodo di consolidamento acriterio di valutazione les
Arezzo Gas Spain	Arezzo	Italia	EUR	394.000	Eni Fael SpA Sacillerzi	50,00 50, QN		ΑN.
CePIM Centro Padano Interscambio Merci SpA	Fontevivo [PR]	ltalia	EUR	6.642.928,32	Roofuel SpA Saci Terzi	44,78 55,22		P.N.
Consorzio Operatori GP1 di Mapoli	Napoli	h a lia	EUR	102.000	Eni Fuel SnA Socr Terzl	25,00 25,00		Co.
Costiere Gas Livorno SpA tif	Liverno	Italia	EUR	26.000.000	Eni Fuel SpA Saci Terzel	G5,00 35,00	65.00	J.J.
$D $ \$ma 5pA	Segrate [NI]	Italia	EUR	2,600.000	Eni Fuel SpA Soci Terzi	25,00 75,DO		P.N.
Liverno LNG Terminal SpA	Livorno	Italia	EUR	200,000	Costiero Gas L. SpA Soci Terzi	50,00 50,00		P.N.
Petroven Srl m	Genova	Italia	EuR	156,000	Ecorvel SpA Saci Terzi	68,00 OQ, SE	60.00	JO.
Porto Patroll di Genova SpA	Genova	Italia	FIUR	2.068.000	Ecofuel SpA Soci Terzi	40.50 59,50		P.N.
Raffineria di Milazzo Sepa in	Milazzo (ME)	Italia	EUR	171.143.000	Eni SpA Soci Terzi	50,00 50,00	50,00	J.O.
Seram SpA	Fiumicino [Rid]	Italia	EUR	RS2,000	Eni SpA Soci Terxi	25,60 75,00		Co.
Sigon Sistema Integrato Senova Arquata SpA	Genova	trolia	EUR	3.326.900	Ecofuel SpA Soci Torzi	35,00 65,00		P.N.
Società Oleadotti Meridionali - SOM SpA(1)	San Donato Milanese (MI)	Italia	EUR	3.085,000	Eni SpA Soci Terzi	20,00 30,00	70,00	J.D.
Termica Milezzo SriFi	Milazzo (ME)	Italia	EUR	109,000	Raff. Milazzo SepA	100,00	50,00	10.

(*) C.I. – rensaidamento integralo, J.O. = joint operation, P.K. = valt, 14 Sõne el parrhnonia netto, Co. = valutazione al Grafione al fair value.
(?) L'imprese è « controllo congunto.

				8394
ALL'ESTERO Denominazione	Sude lagale	Sada aperativa	Valuta	Capitale	Soci	XPossesso	X Consolidata di pertinenza Enl	di valutazione 141 Metado di consolidamento callerfo	どうこうじ
AET-Raffinerlebetelligungsgeseltschaft Schwedt up H 44	[Germania]	Germania	ELH.	27.000	Eni Deutsch, GmbH Soci Terzi	33,33 66,62		PN.
Bayetholl Raffinerfegosellschaft mbH I1	Vokburg (Germania)	Germania	EUR	10.226.000	Eni Deutsch, GmbH Soci Terzi	20,00 60,00	20,00	J.O.
City Carburoli SA IN	Rivera [Swizzera]	Syizzera	CHF	6.000.000	Eni Suisse SA Soci Terzi	49,91 50,09		P.N.
Egyptian International Gas Technology Co	Il Cairo (Egitto)	Egitto	EGP	100.000.000	Enl international BV Soci Terzi	40,00 60,00		Co.
ENEGS traising Pte Ltd	Singapore [Singapore]	Singapore	560	12.006.000	Eni International BV Soci Terzi	22,50 77,50		P.N.
FSH Flughafen Schwechat Hydranten-Gesellschaft OG	Vienna (Austria)	Austria	EUR	Z298.020.99	Eni Marketing A. GmnH Eni Mineralalh, GmbH Eni Austria GmbH Soci Torzi	14,56 14,56 14,56 56,32		Ċч.
Fuelling Aviation Services GIE	Tremblay en France (Francia)	Francia	EUR	1	Eni France Sorf Soci Terzi	25,00 75,00		Co.
Mediterrapée Bitumes SA	Tunisi [Tunisia]	Tunisia	TNJ	1,000.000	Enji international BV Saci Terzi	34,00 66,00		P.N.
Routex BV	Amsterdam (Pacsi Bassi)	Paesi Bassi	EUR	67.509	Eni International BV Soci Terzi	20,00 80,00		P.N.
Seraco SA	Meyrin (Svizzera)	Svizzera	CHF	420.000	Eni Suisse SA Spot Terzl	30,00 80,00		Č٥.
Supermetanol CA CII	Jase Puerto La Cruz (Venezuela)	Venezuela	VES	120,867	Ecoruel SpA Supermetanol CA SaciTerzi	34,51 % 30,07 35,42	50,00	ijö.
TBG Tanklager Betriebsgesellschaft GmbH idi	Satisburgo (Austria)	Austria	EUR	43.603.76	Eni Marketing A. GmbH Soul ferzi	50,00 50,00		PM.
West Efectronic Datenservice GmbH	Dusseldorf (Germania)	Germania	EUR	409.034	Eni Dautsch, GmbH Saci Terzi	20,00 60,00		P.N.

ý B ł

|*) E.a. – consolidamento intograte, 10. – Joint operation, P.K. a vyių vzkons al peri linonio netro, Co. – valutazione at costo, P.V. – valutazione al feinvalue.
|†) Cimpress è a contraXo esugunto,
|{a} Ouota di Controllo

$$
8\,3\,9\,4\,2\Big[843
$$

Chímica

IN ITALIA

Danominazione	Piede Ingele	Seda operativa	Vigilate	Capitate	5ecl	PoBSeaso	굲 Metoda di congolidamento o criterio di velutazione nt i % Consolidata di pertinenza E
Brindial Servizi Generali Scarl	Brindlsi	Itafla	FUR	1.549.060	Versalis SpA Sundial SpA EniPower SpA Soci Terzi	49,00 20,23 8,96 21,90	RN.
IFM Forrara SopA	Forrara	ltəlia	EUR	5.270.466	Versalis SpA Syndial SpA S.E.F. Srl Snei )erzi	19,74 11,58 10,70 57,98	P.N.
Matrica SpAID	Porto Torres [SS]	ftalla	EUR	37.506.000	Versalis SeA Soci Teazi	50.00 50,00	2N.
Nowco Tech SpA tt) (in liguidazione)	Novera	Italia	EUR	179,000	Vigriçadis SpA Genomatica Inc.	BU.00 20,00	P.N.
Rovamont SpA	Novera	Atalia	£IJŔ	13.333.500	Versalis SpA Soci Terzi	25,00 75,00	P.N.
Priolo Servizi ScpA	Merilli [SR)	Italia	EUR	28.100.000	Versalis SpA Syndial SpA Soci Ferzi	33,11 4,51 62,28	P.N.
Rovenna Servizi Industriali SepA	Ravenna	Italia	TUR	5.597.400	Versalis SpA EniPower SuA Ecofual SpA Saçi Tervi	42.13 30,37 1,85 25,65	P.N.
Sprylzl Porto Marghero Scart	Posto Marghera (VE)	halla	EUR	8.695.718	Versalis SpA Syndial SpA Soci Terzi	48,44 38,39 13,17	P.N.

ALL'ESTERO

ō	u			ت	w		54 H
Lotte Versalia Elastomare Co Ltd 31	Yeosu [Earea del Sod]	Corea del Sud-		KRN 301.BDU.DDU.OCO	Versalls SpA Saci Terzi	50.00 50.00		P.N.
$- - -$ Versalls Zeal Ltdlrl $- \cdot \cdot$	Takoradi (Ghana)	Ghana	GHS	5.650.000	Versalis International SA Soci Terzi	B0.00 20.00		P.N.

$\ddot{\phantom{a}}$

$\bar{z}$

(*) 5,1, = ¢onaulidamento integrale, J.O. > jorn operation. P.N. = valutacione al partimonionario, Co. = valutazione al costo, P.V. = valutazione al tair value.
(†) L'impresaè a varriolia congunito.

$\bar{\mathcal{A}}$

Altre attività

IN ITALIA

ā				υ	ŭ,		흫 ea Xe	oπ
Filaturo Tessile Nazionale Italians - FILTENI SpA [in liquidazione]	Førrandina [MT]	دالتا	EUR	4.644.000	Syndial SpA Soci Terzi	28.25 40,44		Co.
Dttana Sviluppo ScpA (in liquidazione)	Nuoro	Italia	EUR	516,006	Syndial SpA Soci Terzi	JQ,QO 70,00		P.K.
Salpem Spatrini - ----- - - - -	San Donato Milanese [Mi]	Italia	EUR	2.192.384.693	Eni SpA Saipem SpA Soci Terzi	30,54 m 1.46 58,00		P.N.

(*) E.I. = consolidanomo laragrate, J.O. = Jojut operation, P.N. = valutazione al parrăvanto nento, Co. = valutazione al costo, F.V. = volutazione al faktuatua, (e) Società con azioni quotate rei morcati regolomentati italiani o di altri Paesi dell'UE.

[1] L'Impegna & a controllo congiunto.
(a) Because of Chapter Reservative Costs	48 B.O.

իլ Սարե մանականի, եկրություն		49.UV
	Scellerzi	52.90.

[b] Bugin di Controllo: Eni SpA		30.99
	Soci Tarzi	59,01

83942 875

翻 ALTRE PARTECIPAZIONI RILEVANTI

$\frac{4}{3}$ Exploration & Production

IN ITALIA

흛				죸 u	ъ. ᇅ
Consorzio Universitario in Ingegneria per la Oualità e l'innovazione	Plsa	Italia	EUR.	135.000	Eni SpA Soci Terzi	25,00 75,00	F.Y.

ALL'ESTERO

Denominazion	Sede lagate	Sede operative	Valuta	İ	š	Possussio ᇎ	alidements o criterio di valutaziona 통
Adminierradora del Golfo de Parla Este SA	Caraces [Yenezuela]	Venezuela	YES	D.001	Eni Venezuela BV Soci Terzi	19,50 BG, 50	EX.
Brass LNG Ltd	tagos [Nigeria]	Nigeria	950	1,000.000	Enlint, NANY Sari Soci Terzi	20.48 79.52	FY.
Darwin LNG Pty Ltd	Wast Perth [alistralia]	Australia	AUO	530.060.381.89	EMIGRAPENG Aus. BV Soci Terzi	10,99 89,01	F.V.
New Liberty Residential Co Lic	Wost Trenton [USA]	USA	⊔SD	a°.	Entitle Gos Inc. SociTerzi	17.50 82,50	F.V.
Rigeria LNS Etd	Port Harcourt (Nigerla)	Nigeria	USD	1.138 207.000	Eni Int, NA NV Sàrl Scci Terzi	10.40 89,60	EV.
North Caspian Operating Co NY	Ameterdam (Paesi Bassi)	Kazakhston	EGR	128.520	Agip Caspion Seo BV Saci Teczi:	15.91 83,19	F.V.
OPCO - Sociedade Operacional Angola LNG SA	Cuanda [Angoia]	Angola	AÚA	2,400.000	Eni Angola Prod. BV Suci Terzi	13,60 86,40	88.
Petrolera Güirla SA	Caracas (Venczusta)	Venezuola	VES	10	Eni Venezuela BV Soci ferzl	19,50 80,50	F.V.
SDKG - Sociadade de Operações a Monutenção de Gasodutos SA	Luanda (Angola)	Angola	AUA	2,400,000	Eni Angola Prod. OV Soci Terzi	13,60 B6,40	F.V.
Torsina Dil Co	H Cairo [Equation]	Egluto	EGP	20.009	leoc Production BV Soci Terzi	12,50 87,50	FV.

!"| C.I. = corotxidamento Integrale, J.3. = joins operation, P.X. = va/utazione al patrimon/oneste. Co, o valuazione al Costo, P.V. = valuazione al fair volve.
1a) Azioni penza valore nominale,

(*) C,I, + consolidamento integrale, J,B, + joint operation, R,N, + valutazione a: patrimonionetto, Co, = voluturione al costo, R,V + valutazione al feir value.

$83942$ $87+$

Refining & Marketing e Chimica

Refining & Marketing

IN ITALIA

۰	÷.	M.		È	и	×
Consorzio Nazionale per la Gestione Raccolta e Trattamento degli Oli Minerali Usati	Roma	Halla	EUR	35.149	Eni SaA Soci Ferzi	12,43 82.57	F.Y.
Società Italiana Oleodotti di Gaeta SpA (14)	Roma	tralie _________	ITE	350.000.000 and a series of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of the contract of	Eni SpA Soci Terzi	72.48 27.52	F.V. --------------------------------------

ALL'ESTERO

Depominazione	Sade lagata	Sed a operative	Valuta	医骨	ğ	k Poesesso	苣 o critorio di valutozione le i Netado
BFS Berlin Fuelling Services GbR [1]	Amburga [ Germani a]]	Gormania	£UR	89.199	Eni Doutsch, GmbH Soel Terzi	12.50 67,50	F.V.
Compania de Economia Mixta "Austrogas"	Cuenca (Scuador)	Equador	USD	3.028.249	Eni Ecuador SA Soci∓erzi	13,31 26,69	FY.
Dépôt Pétrolior de Fos SA	Fas-Sur-Mer [Francia]	Francis	EUR	3.954.196,40	Eni France Sarl Soci Terzi	16.01 22, ES	F.V.
Oépot Pétrolles de la Côte d'Azur SAS	Nanterro [Framea]	Francia	EUR	207500	Enj France Sar! Saci Terzi	1B.00 82,00	F.V.
Joint Inspection Group Ltd	Londra (Regna Unita)	Regno Unito	GBP	gÞ.	Sni\$pA Saci Terzi	12.50 87,50	F.Y.
Soudi Europeen Petrochemical Company 'IBN ZAHR'	Af Jubail [Arabia Saudita]	Arabia Saudita	SAR	1.200.000.000	Ecofuel Spa Soci Terzi	10,00 50,00	EV.
S.J.P.G. Société (mmobilier Pétrolier de Gestion Snc	fremblay en France (Francia)	Francia	AUR	40.000	Eni France 53-1 Soci Terzi	12.50 B7,50	FY.
Sistema integrado de Gestion de Aceltes Usados	Madrid (Spagna)	Spagna	EGR	175.713	Enilberia SLU Saci Terzl	15.44 84,56	F.V.
Tenklager - Gesellschaft Tegel (TGT) GbR	Amburgo [Germania]	Germania	EUR	4.953	Eni Deutsch, GmbH Saci Terxi	12,50 87,50	EV.
YAR - Tenkanlage Ruomiang AG.	Aucmlang (Svizzera)	Svizzera	CHF	3 259.500	Eni Suasse SA Soc 3 Fenzi	16,22 83,73	FV.
Tema Lube Oil Co Ltd	Acora [Gham]	Ghana	GHS	258,309	Eni International BV Soci Terzi	12,00 98,00	F.V.

• (*) C.I. consoidamento integrale, J.D. = joint operation, P.K. = valuta) anno algazionento, Co. valutazione al caracteristicalue.
  (v) Azlert Fries valore nominale.
  (14)Le società è gras sonoposta ad aleminastra lors cr

$\ddot{\cdot}$

图 VARIAZIONI DELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NELL'ESERCIZIO

$\frac{3}{4}$ Imprese consolidate con il metodo integrale

IMPRESE INCLUSE (N. 10)

			8394
關 VARIAZIONI DELL'AREA DI CONSOLIDAMENTO VERIFICATESI NELL'ESERCIZIO
$\frac{3}{2}$ Imprese consolidate con il metodo integrale.
IMPRESE INCLUSE (N. 10)
Arm Wind Lip	Astana	Altre artività	Acquisitions
Eni East Benal Etd	Londra	Exploration & Production	Castituzione
Eni Lobanon BV	Amsterdam	Exploration & Production	Sopravvetrura rilevanza
Enl Next Lic	Hauston	Corporate e società finanziarie	Eastituzione
Enj Rovuma Basin BV	Amsterdam	Exploration & Production	Sopravvenuta rilevanza
Enl Sharjah BY	Amsterdam	Exploration & Production	Costillogiene
Gas Supply Company Thesseloniki-Thessalia SA	Thessaloniki	Gas & Power	Acquisizione del controllo
Mestni Plinovodi distribucija plina doo	Capodistria	Gas B: Power	Acquisizione
Versalls Singapore Pto Ltd	Singapore	Chimica	Sopravvenuta rilevanza
Windirect BV	Amsterdam	Altre otsività	Acquisizione

IMPRESE ESCLUSE (N. 10)

IMPRESE ESCLUSE (N. 10)
Enl Bulungan BV	Amsterdam.	Exploration & Production	Sopravvenuta irrilevanza
Eni Croatla BV	Amsterdam	Exploration & Production	Cessione
Eni frinidad and Tobago Ltd	Part of Spain	Exploration & Production	Cessiono
Eni Engineering EBP Ltd	Londra	Exploration & Production	Canceflazions
Enf Liverpool Bay Operating Collid	Londra	Exploration & Productive	Sopravvenuta irrilevanza
Liverpool Bay Ltd	Eandra	Exploration & Production	Sopravvenuta irri?evanza
Mastni Pilnovodi distribucija plina doo-	Capodistrio	Gas & Power	Fusiune
Eni Norge AS	Forus	Exploration & Production	Perdita del controllo.
Tigáz Tiszántúli Gázszolgáitató Zártkörüen Működő Részványtársaság	Hajduszobosztó	Gas & Power	Cessione
Tigáz-Dao Földgázelosztó kft	Hojdúszatoszló	Gas & Power	Cessione

$83942$ [249]

ALLEGATO ALLE NOTE DEL BILANCIO DI ESERCIZIO

Notizie sulle imprese controllate e collegate a partecipazione diretta di Eni SpA

Imprese controllate al 31 dicembre 2018

Agenzia Giornalistica Italia SpA - Roma

In data 7 marzo 2018, Eni ha effettuato un versamento in conto capitale, senza obbligo di restituzione, di €7.000.000 a tito!o di dotazione per la copertura perdite presenti o future. L'Assemblea del 23 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di £6.122.818,29 e ha deliberato di coprire la perdita mediante parziale utilizzo della riserva per copertura perdite.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 2.800.000 azioni del valore nominale di £1, pari al 100%. del capitale sociale di €2.000.000.

Ecofuel SpA -- San Donato Milanese

L'Assemblea del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di £49.210.983 e ha deliberato, previo accantonamento alle altre riserve di utili non disponibili per C7.4B2.232, di distribuire un dividendo di €35.000.000, pari a €0,35 per ezione, utilizzando alto scopo parte delle riserve distribuibili per £2.271.249. Eni ha incassato una prima tranche di dividendo, pari a €15.000.000, in data 15 giugno 2018, una seconda tranche pari a €10.000.000 in data 20 settembre 2018 ed una terza tranche, pari a €10.000.000, in data 28 dicembre 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 100.000.000 azioni del valore nominale di €0,52, pari al 100% del capitale sociale di £52.000.000.

Eni Adrin SpA -- in Ilquidazione -- Roma

L'Assemblea ordinaria del 16 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €2.789.025.08 e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di £2.631.923,04, pari a EO,016 per ozione, portando a nuovo l'utile residuo di €157.102,04. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza, pari a €2.623.276,63 in data 2 maggio 2018. L'Assemblea, nella sua parte straordinaria, ha altresì deliberato lo scioglimento volontario delle società, ai sensi dell'art. 2494, 1º comma, n. 6 del Codice Civile e la messa în figuidazione della stessa. In data 18 dicembre 2018, Eni SpA in qualità di socio di maggioranza ha approvato in sede assembleare il bilancio finale di liquidazione, il piano di riparto e la richiesta di cancellazione della società dal registro delle imprese. Al riguardo, in considerazione della mancata approvazione da parte dell'unanimità degli azionisti a seguito della presenza di un limitato. azionariato terzo ampiamente disperso, la Società ha provveduto, ai sensi dell'art. 2493 C.C., al deposito dei predetti documenti presso il Registro delle imprese che ha iscritto la formalità in data 9 gennaio 2019; decorsi 90 giorni senza che siano stati presentati reclami, il bilancio finale di liquidazione e il relativo piano di riparto si intenderanno approvati...

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata în n. 163.954.793 azioni del valore nominale di €0,52, pari al 99,6714B% del capitale sociale di €65.537.498,80.

Eni Angola SpA - San Donato Milenese

L'Assemblea del 23 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiudo con l'utile di E107.152.249,46 e ne ha deliberato il riporto a nuovo per pari importo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta imvnutato in n. 20.200,000 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% del capitale sociale di 620.200.000.

Eni Corporate University SpA - San Donato Milanese

L'Assembleo del 18 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di E388.639,45 e ha deliberato, previo accantonamento alla riserva legale, di distribuire un dividendo di £360.000, pari a €0,09 per azione, e di portare a nuovo l'utile residuo di 69.202,48. Eni ha incassato il dividendo in data 9 maggio 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 4,000.000 azioni del valore nominale di €3,84, pari al 100% det capitale sociale di €3,360.000.

Eni Energia Srl - San Donato Milanese

In data 12 dicembre 2017 è stata costituita la società Eni Energio Srl con un capitale sociale di £10.000, rappresentato da n. 1 quota del valore nominale di £10.000 e aitre riserve per £90.000. La società approverà il suo primo bilancio, relativo agli esercizi 2012-2018, nell'anno 2019. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 1 quota del valore nominale di £10.000, pari al 100% del capitale sociale di €10.000.

Eni Finance International SA -- Bruxelles [Belgio]

L'Assemblea del 6 aprile 2018 ha approvato il bifancio al 31 dicembre 2012 che chiude con l'utile di \$71.983.461 e ha deliberato, previo accantonamento alla riserva legale, di portare a nuovo l'utile residuo. L'Assemblea straordinaria del 25 giugno 2018 ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendu dl \$103.973.077,12 utilizzando allo scopo gli utili portati a nuovo. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza pari a \$34,948,070,96 in data 20 luglio 2018. L'Assemblea straordinaria del 5 settembre 2018 ha deliberato di distribuire agli azionisti un ulteriore dividendo di \$130.661.353,60 utilizzando allo scopo gli utili portati a nuovo. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza pari a \$43.918.698.80 in data 1° ottobre 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata la n. 2.336.101 azioni dei valore nominale di \$356, pari af 33,61262% del capitale sociale di \$2.474.225.632.

Eni Fuel SpA - Roma

L'Assemblea del 12 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con la perdita di €951.369 e ne ha deliberato il riporto a nuovo. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 58.944.310 axioni del valore nominale di €1, pari al 100% de: capitale sociaio di 658.944.310.

Nounder

š

Enl gas a luce SpA - San Donato Milanese

EAssembles del 20 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con la perdita di €144.440.994,41 e ne ha deliberato la copertura mediante utilizzo della riserva sovrapprezzo azioni per £141.006.778,41 e della riserva copertura perdite per £3.434.216.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 750.000.000 azioni del valore nominale di £1, pari al 100% del capítale sociale di €750.000.000.

Enl Ges Transport Services Srl - San Donato Milanese

L'Assemblea del 20 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €56,216,23 e ha del/berato, previo accantonamento alla riserva legale, di distribuire agli azionisti un dividendo di €53.880, portando a nuovo l'utile residuo di €3,90. Eni ha incassato il dividendo in data 4 magglo 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasto immutata in una quota pari al 100% del capitale sociale di €120.000.

Eni Insurance Designated Activity Company - Bublino (Irlanda)

L'Assemblea del 23 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €35.181.339,26 e ne ha deliberato la distribuzione agli azionisti a titolo di dividendo. Eni ha incassato il dividendo in data 27 aprile 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimosta-³mmutata in n. 500.000.000 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% del capitale sociale di €500.000,000.

Eni International BY - Amsterdam [Paesi Bassi]

L'Assemblea del 7 maggio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di \$2.469.140 migliaia e ne ha deliberato la distribuzione, in una o più tranche, a titolo di dividendo. Eni ha incassato il dividendo nel periodo giugno-dicembre 2018. L'Assemblea del 1B dicembre 2018 ha deliberato la distribuzione di un dividendo di \$1.800.000 migliaia e l'aumento del capitale proprio di \$400.000 migliais, a titolo di sovraprezzo; Eni ha Incassato il dividendo deliberato nel mese di dicembre e in data 20 dicembre 2018 ha provveduto al versamento dell'aumento di capitale di \$400.000 migliafa a titolo di sovraurezzo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 128.336.685 azioni del valore nominale di E5, pari al 100% del capitale sociale di €641.683.425.

Eni International Resources Ltd - Londra (Regno Unito)

L'Assemblea del 9 aprile 2018 na approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di £772.465 e ne ha deliberato l'attribuzione a riserva.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta Immutata in n. 49.999 azioni del valore nominale di £1, pari al 99,998% del capitale sociale di £50.000.

En| Investments Pic - Londra [Regno Unito]

L'Assemblea del 9 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di \$401.550.000 e ne ha deliberato il trasferimento a riserve. Il Consiglio di Amministrazione del 5 giugno 2018 ha deliberato la distribuzione di un interim dividend per \$300,000.000. Eni ha incassato la somma in più tranches nel periodo agosto-novembre 2018. Il Consiglio di Amministrazione del 27 novembre 2018 ha deliberato la distribuzione di un interim dividend per \$200.000.000. Eni ha incassato il dividendo nel corso del mese di dicembre 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. ?50,049,999 azioni del valore nominale di £1, pari al 99,99999% del capitale sociale di £750,050.000.

Eni Mediterranea (drocarburi SpA - Geia

CAssemblea del 9 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €4.626.540,65 e ne ha dellberato il riporto a nuovo. L'Assemblea ha deliberato inoltre di coprire le perdite portate a nuovo degli esercizi 2015 e 2016 pari a €108.256.620,14 mediante l'utilizzo della riserva per utili portati a nuovo di €29.319.681,46 e per la parte restante di E78.936.938,68 mediante l'utilizzo per pari importo della riserva sovrapprezzo azioni.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 5.200.000 azioni del valore nominale di E1, pari al 100% del capitale sociale di E5.200.000.

Eni Mozambico SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €4,871.399,56 e ha deliberato di coprire la perdita mediante l'utilizzo per pari importo della riserva copertura perdite future. L'Assemblea del 5 dicembre 2018 ha deliberato l'incremento della riserva copertura perdite future per €20.000.000 mediante versamento in una unica soluzione operato in data 21 dicembre 2018. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 200.000 azioni del valore nominale di €1, parl al 100% del capitale sociale di £200.000.

Eni New Energy SpA - San Donato Milanese

L'Assembleo del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €1.452.282,32 e ne ha deliberato il riporto a nuovo, Nell'ambito del processo di riorganizzazione delle altività relative alla produzione di energie rinnovabili, l'Assemblea straordinaria del 19 giugno 2018 ha deliberato un aumento del copitale sociale da €5.000.000 a €9.296.000 mediante l'emíssione di n. 4.296 nuove azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale, con sovrapprezzo di €9,735,537, assegnate in via esclusiva ad EniPower SpA che le ha liberate mediante conferimento in natura del ramo d'azienda "Fotovoltaico" con efficacia 1ª luglio 2018, in data 12 dicembre 2018, Eni ha acquistato l'intera partecipazione azionaria detenuta da EniPower SpA rappresentato da n. 4.296 azioni e pari al 46,21% dell'intero capitale sociate della Eni New Energy SpA per un corrispettivo di €14.031.537

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è variata da n. 5.000 azioni a n. 9.296 azioni prive di indicazione del valore no minale, pari al 100% del capitale sociale di €9.296.000.

Ent Petroleum Co Inc - Dovar [USA]

L'Assemblea del 7 maggio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di \$381.430.000 e ne ha dellberato il riporto a nuovo. L'Assemblea del 25 settembre 2018 ha approvato la ... costituzione di una riserva in conto capitale di \$80.000.000 mediante versamento pro-quota degli azionisti. In data 27 settembre 2018 Eni spa ha versato la quota di propria spettanza di \$51.085.598,33. `` أَرْضِيَ بَيْتَ أَنْ يَوْمَ الْحَ La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 2.000 azioni del valore nominale di \$50.000, pari af" 63,85696% del capitale sociale di \$156,600.000.

$$
8\; 3\; 9\; 4\; 2\; \lbrack 834
$$

En!Power SpA - San Donato Milanase

CAssemblea del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €102.763.548.99 e na deliberato di distribuire agli azionisti, previo accantonamento alla riserva legale, un dividendo di €59.531.714,49, pari a €0,063 per azione, portando a nuovo l'utile residuo di €38.093.657.05. Eni ha incassato il dividendo in data 7 maggio 2016.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 944.947.849 azioni del valore nominale di £1, pari al 100% del capitale sociale di £944.947.849.

EnlProgetti SpA - Venezia

CAssemblea del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €17.969.219,95 e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di €17.968.000, pari a €44,92 per azione, portando a nuovo l'utile residuo di €1,219,95. Eni ha incassato il dividendo in data 24 dicembre 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2012 è rimasta immutata in n. 400.000 azioni del valore nominale di €5,16, pari al-100% del capitale sociale di €2.064.000.

EniServizi SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 12 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con l'utile di £1.996.751,93 e ha deliberato, previo accantonamento alla riserva legale, di portare a nuovo l'utilo residuo di €1.896.914.33.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 2.502.213 azioni del valore nominale di €5,16, pari al 100% del capitale sociale dl €13.427.419,0B.

Eni Timor Lesta SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 12 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con la perdita di €354.999,90 e ha deliberato la copertura parziale della perdita mediante utilizzo della riserva copertura perdite per EZ8.981,35 e il riporto a nuovo della perdita residua di €336.018.55.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta ismautata in n. 6.841.517 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% de! capitale sociale di €6.841,517.

Eni Trading & Shipping SpA - Roma

L'Assemblea del 24 aprile 2018 ha approvato il bilancro al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di E77.375.528,17 e ha deliberato, previo accantonamento alla riserva legale e alle attre riserve di utili non disponibili, di distribuire un dividendo di E73.244.713 pari a €1,22 per azione. Eni ha incassato il dwidendo in data 23 maggio 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 60.036.650 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% del capitale sociale di €60.036.650.

Enl West Africa SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 19 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di £378.735.36 e ne ha deliberato, previa attribuzione alla riserva legale per €18.936,82, il riporto a nuovo per €359,799.54.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 10.000.000 azioni del valore nominale di £1, pari al 100% del capítale sociale di €10.000,000.

Eni Zubalı SpA (in liquidazione) - San Donato Milanese

L'Assemblea del 10 aprile 2018 ha approvato il bilancio intermedio di liquidazione al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €7.434,01 e ne ha deliberato il riporto a nuovo. L'Assemblea ha altresi approvoto l'integrazione della riserva in conto capitale per E200.000. Eni ha versato la somma di €200.000 in data 10 dicembre 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 120.000 azioni del valore nominale di €1, pari al 100%. det capitale sociale di C120.000.

Floaters SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea dei 10 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con Patile di 617.287.675,82 e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di €33.019.800, pari a €0,155 per azione, utilizzando allo scopo parte della riserva sovrapprezzo azioni per £15.732.124,13. Eni ha incassato il dividendo in data 25 maggio 2018. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 200.120.000 azioni dei valore nominale di €1, pari al 100% del capitale sociale di £200.120.000.

leoc SpA - Sen Donato Milanese

L'Assemblea del 23 aprile 2016 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude cun la perdita di €2.093.997,35 e ha dellberato di coprire. la pordita mediante utilizzo integrale della riserva copertura perdite future per €539.798,70 e per la perte restante di €1.554.298,65 mediante utifizzo di parte della riserva in conto capitale. L'Assemblea ha altresì deliberato l'utilizzo della parte restante della riserva in conto capitale per €445.801,35 a parziale copertura delle perdite portate a nuovo degli esercizi precedenti. L'Assemblea del 12 dicembre 2018 ha deliberato la copertura della perdita al 30 settembre 2018 pari a £12.756.699,11 mediante l'utilizzo integrale delle altre riserve di €1.942.857,61 e della riserva legale di £184,94 e la riduzione del capitale sociale da €18.331.000 a €7.518.000 mediante l'annullamento di 10.813 azioni dal valore nominale di €1.000 cadauno, portando a nuovo le perdito residue di €656,56.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è variota da n. 18.331 a n. 7.518 azioni del valore nominale di €1.000, pari al 100% del capitale sociale di €7.518.000.

LNG Shipping SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 6 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €26.531.343,28 e ne ha deliberato la copertura della perdita mediante l'integrale utilizzo della riserva legale per €2.373.054,32 e li riporto a nuovo della perdita residua di €24,158,288,96.

La portecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta jramutata in n. 240.900.000 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% del capitale sociale di £240.900.000.

Raffinerta di Gala SpA – Gale

In data 28 febbraio 2018, Eni ha effettuato un versamento in conto capitale, senza cobligo di restituzione, di €98.000,000 a titolo di dotazione per la copertura perdite presenti o future. L'Assemblea del 18 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di C91.303.540,41 e ha deliberato di coprire la perdita mediante l'utilizzo della riserva per copertura perdite per pari importo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicernbre 2017 è rimasta immutata in n. 15.000.000 azioni del valore nominale di €1, pari al 100% dei capitale sociale di €15,000,000.

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Serfactoring SpA - Son Donoto Milanese

L'Assemblea del 9 aprile 2018 ha approvato il bilancio ol 31 dicembre 2017 che chiudo con la perdita di E4.892.311,65 e ha deliberato di coprire la perdita mediante l'utilizzo della riserva per utili portati a nuovo per pari importo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 490.000 azioni del valore nominale di £5,16, pari al 49% del capitale sociale di €5,160.000.

Servizi Aerei SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 12 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con fa perdita di €4,173,669,75 e ne ha deliberato il rigorto a nuovo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 79.817.238 sz/oni del valore nominale di €1, pari al 100%. del capitale sociale di €79.817.238.

Servizi Fondo Bombole Metano SpA - Roma

L'Assemblea del 26 aprile 2018 ha approvato il bifancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €454,000 e ne ha deliberato il riporto a nuovo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata In n. 26.115.385 azioni del valore nominale di €0.52, pari all 100% del capitale sociale di €13.580.000,20.

Società Petrolifera (tellana SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 12 aprile 2016 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la pardita di €2.832.027,28. L'Assemblea, nella sua parte straordinario, ha deliberato di coprire la perdita dell'esercizio di €2,832,027,28 e delle perdite degli esercizi precedenti di €7,655.077,04, mediante l'utilizzo della riserva indisponibile per €45.230,73, la riduzione del capitale sociale da €24.103.200 a €13.8?7.600 mediante la riduzione del valore nominate delle 23.040.000 azioni in circolazione da €0,33 a €0,19, portando a nuovo la perdita residua di €216.273,59. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2012 risulta pari a n. 73.013.797 azioni del vafore nominale di €0,19, pari al 99,96413% del capitale sociale di €13.877.600.

Syndial Servizi Ambientall SpA - San Donato Milenese

L'Assemblea del 13 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €210.856,109,75 e ha deliberato di coprire la perdita mediante l'utilizzo delle riserve per €851.662. e mediante la riduzione del capitale sociale da £424.818.703.05 a

€214.814.255.30. L'Assemblea ha altresì deliberato di aumentare il capitale sociale da €214.814.255,30 a €425,647.621,42 mediante l'emissione di n. 795.597.608 nuove azioni prive di indicazione del valore nominale, da offrire in opzione agli azionisti a pagamento in ragione di n. 1 azione di nuova emissione ogni n. 1 azione posseduta, in data 13 aprile 2018, Eni ha sottoscritto n. 795.597.122 azioni prive di indicazione del valore nominale. A completa liberazione delle azioni sottoscritte, Eni ha versato E210.833.237,33. In data 18 maggio 2018, Eni ha sottoscritto n. 420 azioni prive di indicazione del valore nominale, non optate da soci terzi. A completa liberazione delle azioni sottoscritte, Eni ha versato €124,55.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è variata da n. 295,597,122 azioni a n. 1.591,194.214 azioni prive di indicazione del valore nominate, pari al 99,99997% del capitale sociale di E425.647.621,42.

TIGÁZ Tiszántúli Gázszolgáltató Zártkörűen Működő Részvénytársaság – Hajduszoboszlo [Ungheria]

L'Assemblea del 24 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di 1,525.072.372 fiorini ungheresi e ne ha deliberato il riporto a nuovo.

In data 21 giugno 2018 Eni ha ceduto la rotalità delle azioni la suo possesso.

Trans Tunisian Pipeline Company SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 17 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €73.798,653,07 e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di E73.798.776, pari a E672,12 per azione, utilizzando allo scopo parte degli utili portati a nuovo. Eni ha incassato il dividendo in data 2 maggio 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 109.800 azioni del valore nominale di €10, pari al 100% del capitale sociole di €1,098.000.

Versalis SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 20 aprile 2018 ha approvato il biloncio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di £320.371.572,47 e ha deliberato, previo accantonamento alla riserva legale, di distribuire un dividendo di €304,352,993,85 pari a £0,223 per azione. Eni ha incassato il dividendo nel período aprile-giugno 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2012 è rimasta immutato in n. 1.364.790.000 azioni prive di indicazione del valore no minale, pari al 100% del capitale sociale di £1.354.790.600.

83942 883

Imprese collegate e a controllo congiunto al 31 dicembre 2018

Mariconsult SpA - Milano

L'Assemblea del 24 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €240.690,42 e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di €258.640, pari a €128,32 per azione, utilizzando allo scopo utili portati a nuovo di €15,949,58. Eniha incassato il dividendo di propria spettanza di £128.320 in data 1º giugno 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 1.000 azioni del valore nominale di ES0, pari al 50% del capitale sociale di €120.000.

Norpipe Terminal Holdco Limited - Londra (Regno Unito)

Nell'ambito delle operazioni di riorganizzazione dell'assetto societario della Norsea Pipeline Ltd in data 22 giugno 2018 è stata costituita la società Norpipe Terminal Holdco Etd, con capitale sociale pari a £30,372 per n. 3.032.220 azioni del valore nominale di £0,00001. A tale data Eni possedeva n. 766.024 azioni, pari al 25,92239% del capitale sociale. In data 16 luglio 2018, ani ha acquisito ulteriori n. 4.779 azioni. In data 20 luglio 2018, Eni ha conferito alla società n. 286.025 azioni della società Norsea Pipeline Ltd, pari al 10,3233X del capitale sociale, in cambio di n. 1 azione nella Norpipe Terminal Holdco Ldt. Contestualmente, in seguito a ufteriori conferimenti nella società da parte di soci terzi, il capitale sociale è stato incrementato a £55,69, pari a n. 5.568.757 azioni del valore nominale di £0,00001. Il Consiglio di Amministrazione del 5 ottobre 2018 ha dell'berato la distribuzione di interim dividend per £4.399.318. Eni ha incossato il dividendo di propria spettanza di £624.735,16 in data 15 ottobre 2018. L'Assemblea del 20 dicembre 2018 ha deliberato la distribuzione di un interimi dividend per £4,065,£92,60. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza di £577.286,92 in data 27 dicembre 2018.

La partecipazione nella società al 31 dicembre 2018 è pari am. 790,804. azioni del valore nominale di £0,00061, pari al 14,20073% del capitale sociale di £55,69.

Salpem SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 3 maggio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di €495,757.929,98 e ha deliberato di coprire la perdita mediante utilizzo per pori importo delle riserve disponibili.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 308,767,968 azioni ordinarie prive di indicazione del valore nominale, pari al 30,54153% del capitale sociale di €2.191.364.693.

Seram SpA - Flumicino

L'Assemblea del Z3 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2012 che chiude con l'utile di 6239.515 e ne ha deliberato il riporto a nuovo. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 1.500 azioni del valore nominale di £142, pari al 25% del capitale sociale di €852.000.

Transmed SpA-Milano

L'Assemblea del 24 aprile 2018 ha approvato il bifancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €6,845.395,99 e ha deliberato di distribulre agli azionisti un dividendo di E6.845.376, pari a £28,5224 per azione, portando a nuovo l'utife residuo di £19,99. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza di 03.422.688 in data 1º giugno 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 120.000 azioni del valore nominale di E1, pari al 50% del capitale sociale di €240.000.

Transmediterranean Pipeline Company Ltd - St. Helier (Channel Islands) L'Assemblea del 10 luglio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utila di \$14.502.703, e ha deliberato di distribuire agli azionisti un dividendo di \$14,502.703, pari a \$14,06664 per azione. Eni ha incassato is dividendo di propria spettanza di \$7.251.351,50 in cata 18 luglio 2018.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 515.500 azioni del valore nominale di S10, pari al 50% del capitale sociale di \$10,310.000.

Union Fenose Gas SA - Madrid (Spagna)

L'Assemblea del 9 maggio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con la perdita di E34.281.093,27 e ne ha deliberato il riporto a nuovo.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in p. 223,100 azloni del valore nominale di €60, pari al 50% del capitale sociale di €32.772.000.

Financial and

Anabali

y ng

Imprese joint operation al 31 dicembre 2018

Mozambique Rovuma Venture SpA - San Donato Milanese

L'Assemblea del 20 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiude con l'utile di €B6.677.390,08 e ha deliberato, previoaccantonamento alla riserva legale di €4,000.000, di riportare a miovo l'utile residua di €82,606.931,0B e riportare a nuovo l'utile di competenza del Patrimonio Descinato di E68.459.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è cimasta Immutata in n. 7142.857 azioni del valore nominale di £1, pari al 35,714285% del capitole sociale di €20,000.000.

Raffineria di Milazzo SepA - Milazzo

L'Assemblea del 2 maggio 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre. 2017 che chiude in pareggio.

La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è riroasta immutata in n. 175.000 azioni del valore nominale di £488,98, pari al 50% del capitale sociale di €171.143.000.

Società Oleodotti Meridionali - SOM SpA - Sen Donato Milanese

L'Assemblea del 16 aprile 2018 ha approvato il bilancio al 31 dicembre 2017 che chiudo con l'utile di €4,445.188,25 e ha dell'berato di distribu-Ire un dividendo di €9.255.000, pari a €3 per azione, utilizzando alfo scopo parte della riserva sovrapprezzo azioni per €4.809.811,75. Eni ha incassato il dividendo di propria spettanza in data 15 maggio 2018. La partecipazione nella società rispetto al 31 dicembre 2017 è rimasta immutata in n. 2.159.500 azioni del valore nominale di E1, pari al 20% del capitale sociale di €3.085.000.

$83942/885$

Corrispettivi di revisione legale dei conti e dei servizi diversi dalla revisione

Rpologia del servizio	Soggerto che ha crogato il servizio	Dearthacarlo	Compensi 2016 (migliele di sure)
Revisione legale dei conti	Revisore della capagruppa.	Società capogruppo	13.154
Servizi di attestazione	Revisore della capugruppo-	Società capagruupo.	548
Servizi di consulenza fiscale	Revisore della capogruppo-	Società capogruppo
Abil servizi pi	Revisore della capogruppo	Società capagnappa	1,201
Revisione legale dei contli	i): Revisore dolla capogruppu lar i ii) Rete detrevisore della czpogruppol iy	4) Società controllate ri] Società contrallate	4,428 2433
Servizi di attestazione	i) Revisore della capogri(ppin 4) ii] Rete del revisore della capagruppo-	i] Società controllate ji) Società cuntrollate	141 141
Servizi di consulenza fiscale.	i) Revisore dolla capogruppo ji) Rete defrevisore della capogruppo-	i) Società controllate ii] Società controllate	n n
Altri servizil și	i) Revisere della capogruppo ji] Rete del revisore della capogruppo-	is Società controllate li) Società controllate	47 38D
Totalo			27.073

$\alpha = 1, \alpha = 1, \ldots, n$ جنب محدسات وبا en de la construction de la construction de EV Sas sera manta prixipalmente de uniforme de conference in occasione di emisale i electrónica de la conference de la conference de la conference de la conference de la conferen

. 19) or minimals and provide a material community of the catalla response . But operation
[4] Gi culture 0,5 miglion per servizion internazione resi e società « escoula responsa . But operation
[4] Gi altri servizi di rev