Assemblea Ordinaria degli Azionisti

Claudio DescalziAmministratore Delegato Eni

Roma, 13 aprile 2017

Il modello integrato Eni

Creazione di valore di lungo termine per gli stakeholders

Solidità finanziaria Sostenibilità sociale e ambientale

OBIETTIVO STRATEGICO

KEY PILLARSRisk management Competenze e 

innovazione Compliance

2

Modello di cooperazione

Modello operativo

Percorso di decarbonizzazione

1,61,4

1,6

1,21,1

0,94

1,6

1,3 1,3

1,00,9

0,71

1,2 1,2 1,2

0,9 0,9

0,45

1,10,9

1,0

0,352013

2014

2015

3

Sicurezza: una priorità per Eni

* Total Recordable Injury Rate sulla Forza Lavoro (dipendenti + contrattisti): Numero di infortuni su milione di ore lavorate  I dati Eni non includono Saipem

Total Recordable Injury Rate| %

TRIR Eni 2016 vs. 2014‐51%

2013

2014

201520162016

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20160

1

2

3

4

5

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

4

HSE performance

Emissioni metano Upstream|MtCO2 eq. Flaring down | MSmc

‐57%

2016 vs. 2007

‐73%

2016 vs. 2007

RIDUZIONE EMISSIONI CO2 eq. unitarie 2025 vs 2014: 

‐43%

Produzione per il mercato domesticoAccesso all’elettricitàDiversificazione mix energeticoEconomia diversificataSviluppo localeSalute ed educazione

5

Il nostro modello di cooperazione

EDUCAZIONE, SALUTE E DIVERSIFICAZIONE ECONOMICA:INVESTIMENTI PER LE COMUNITÀ NEL 2010‐2020 >1 MLD €

FORNIRE ENERGIA PER PROMUOVERE LO SVILUPPO

Nel 2016 48 Mld mc di gas ai mercati domestici 

in 14 Paesi 

Risultati 2016

7

Highlights 2016: un anno di record

Exit rate: 1.86 Mboe/d Esplorazione: 1.1 Bboe@UEC 0.6 $/boe RRR organico: 193% Cessione 40% di Zohr Start‐up 2017 in anticipo vs. piano

MID-DOWNSTREAM

BATTENDO I NOSTRI TARGET E ALIMENTANDO LA CRESCITA FUTURA

FINANCIALSUPSTREAM MID‐DOWNSTREAM DATI FINANZIARI

FCF: 2.3 mld € EBIT adj. R&M+Chem 0.6 mld € G&P: breakeven nel 2017

CFFO: 8.3 mld € CFFO = CAPEX @ 46 $/bbl Leverage 24%*

EFFICIENZA

3 mld € risparmiati (vs 2015): Capex: ‐2.2 mld € (‐19%) Opex: 6.2 $/boe (‐14%) G&A: ‐150 mln €

* proforma, includendo la cessione 

del 40% di Zohr

8

I successi esplorativi alla base della crescita futura

UEC* medio 2014‐2016 < 1 $/BOE

Asset con produzione di lungo periodo

Asset a vita breve

70%

30%

Valorizzazione delle scoperte 2014‐2016| mld boe Tasso di rimpiazzo delle riserve (RRR) 2016| %

25%

25%

50%

0

1

2

3

4

2014

2015

2016P2/P3 + contingent

193

30

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

eni Peer

**

Media2014‐16 150% ~55%

**139%, considerando la cessione del 40% di Zohr

Peer: Total, Chevron, Statoil, BP, Shell, Conoco Phillips, ExxonMobil

3.4

FID/In attesa di FIDnel 2017‐20

Cedute/In cessione

* Costi di esplorazione unitari

9

Dual exploration model: una strategia efficace per anticipare cassa

2 scoperte: 4 accordi in 4 anni

> 9 mld $ incassati (> 8 mld $ di capital gain) 

Generazione di cassa anticipata, prima dell’avvio della produzione

Riduzione Capex senza compromettere la crescita di lungo termine

SCOPERTAMamba 1° pozzo

Cessione20%

SCOPERTAZohr1° pozzo

10%Cessione25%

START UPZohr

START UPMozambique

10/2011 2013 08/2015 11/2016 03/2017 12/2017 202212/2016

30%

Zohr ZohrMozambico Mozambico

Milestones dei progetti

Dual explorationCessione

10

Flusso di cassa generato dalla ristrutturazione del mid‐downstream

‐0,3

‐3,0

‐0,5 ‐0,2

3,1 3,0

2011 2012 2013 2014 2015 2016

mld €

TRIENNIO SU TRIENNIO UN RECUPERO DI CASSA DI 9,6 MLD €

11

Un eccezionale risultato nel 2016

127

4640

60

80

100

120

140

2013 2014 2015 2016

Copertura organica dei capex| $/boe 2016 leverage e variazione vs 2013

‐5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

20 30 40 50 60 70

Varia

zion

e da

l 201

3 (pun

ti%)

2016 Leverage [%]

Eni

24

Peer che adottano lo scrip dividend

Oggi <20%*

Peer: Total, Chevron, Statoil, BP, Shell, Conoco Philips, ExxonMobil* Pro‐forma cessioni Zohr e Mozambico

*

* Pro‐forma cessione Zohr

12

TSR – Total Shareholder Return

* Calcolata come correlazione lineare storica tra le variazioni % giornaliere dei titoli di ciascuna società vs le variazioni % giornaliere del rispettivo indice di borsa nel periodo considerato.

Fonte: elaborazione Eni su dati Bloomberg

‐9% ‐10%‐16% ‐17% ‐18%

‐25% ‐26%

‐34%

‐47%

‐55% ‐56%

‐69%

Delta TSR società vs TSR indice borsa rettificato per correlazione* (8 maggio 2014 – 31 marzo 2017) |% (in USD)

TSR Eni [%] TSR Borsa [%] Delta TSR Eni vs Borsa [%]8/05/2014 – 7/05/2015 ‐6.5 8.0 ‐14.58/05/2015 – 7/05/2016 ‐16.4 ‐21.2 4.78/05/2016 – 31/03/2017 20.5 19.4 1.1

TSR Eni [%] TSR Borsa [%] Delta TSR Eni vs Borsa8/05/2014 – 7/05/2015 ‐24 ‐12.2 ‐11.88/05/2015 – 7/05/2016 ‐12.9 ‐16.7 3.88/05/2016 – 31/03/2017 12.8 11.8 1.0

‐4% ‐6%‐14% ‐16% ‐17%

‐25% ‐25%

‐34%

‐47%‐55% ‐56%

‐69%

Delta TSR società vs TSR indice borsa rettificato per correlazione*(8 maggio 2014 – 31 marzo 2017) |% (valuta locale) 

13

Raccomandazioni degli analisti 

Nel 2014 Eni non era presente in nessunadelle liste «top picks» 

Nel 2017 presente nelle «top picks» di più del 50% degli analisti con posizione buy

Eni Peers*

Stabili le raccomandazioni degli analisti sui peers

51%

41%

8%

53%

38%

9%

Buy Hold Sell

9‐mag‐14 31‐Mar‐17

24%

58%

18%

56%

29%

15%

Buy Hold Sell

09‐mag‐14 31‐mar‐17

* Peer: BP, Chevron, Conoco Phillips, Marathon Oil, Shell, Statoil, Total, ExxonMobil,  Anadarko, Apache 

Piano 2017‐2020

Esplorazione e crescita organica sono il cuore della nostra strategia

Risorse Operations

Esplorazione convenzionale ad alto impatto Crescita organica di lungo termine  Integrazione con asset esistenti e vicino ai mercati finali

Valore

Integrazione upstream e G&P Miglioramento del downstream Gestione attiva del portafoglio

Alto livello di operatorship Design to cost Fast track

15SVILUPPO DI UN PORTAFOGLIO AD ALTO MARGINE

Ben posizionati per catturare gli upside

Upstream

Crescita produzione 2016‐20: CAGR 3%  2‐3 miliardi boe di risorse esplorative

2016 Media 2017‐2020

46

Free cash flow

<45

Capex cash neutrality* 

7070

Mid downstream

G&P: break‐even dal 2017 Raffinazione: margine di break‐even a 3$/b nel 2018 Chimica: EBIT medio di piano 300 mln€

Efficienza

Capex vs Piano precedente: ‐8%  Break‐even nuovi progetti: ca. $30/bbl

Financials

Nuovo obiettivo di dismissioni di Piano ~ 5‐7 mld € Flusso di cassa operativo di piano: 47 mld €

* Copertura degli investimenti con il flusso di cassa operativo

Obiettiv

i 2017‐2020

70Brent $/bl

43.7 20202016

16

Capex cash neutrality 2017‐20 media< $ 45 /bbl

*

L i b i aBahr Essalam Ph.2A&E structures

17

I nostri progetti

I t a l i aArgo Cluster

N o r v e g i aJohan Castberg

K a z a k i s t a n- Kashagan CC01- Karachaganak Ph. 3

I n d o n e s i aJangkrikMerakesM o z a m b i c o

- Coral- Mamba T1-T2- Coral & Mamba

fasi successive

E g i t t o- Zohr- Baltim SW

C o n g oNenè Ph.2A

G h a n aOCTP

V e n e z u e l aPerla Ph.2

CAGR 2016-2020 3%

CAGR 2020-2025 3%

2016 2017 2020 2025Nuovi progetti/ramp ups

A n g o l a- West hub

- Ochigufu- Vandumbu

- East hub

18

Un punto di svolta per il business G&P

media 2017‐18 media 2019‐20 2025

~300

> 600 Contratti di approvvigionamento gas 

allineati al mercato

Riduzione dei costi di logistica

Monetizzazione di equity gas/LNG

Ebit adj | mln € Piano d’azione 2017‐20

CFFO CUMULATO 2.6 MLD € NEL PIANO 2017‐20

19

Una nuova strategia nel Gas & Power

OPERATORE INTERNAZIONALE DI GAS E GNL INTEGRATO CON L’UPSTREAM

Produzione gas UpstreamPosizione Midstream

Massimizzare il valore dell’equity

Sviluppare un portafoglio GNL  competitivo (da 3.5 MTPA nel 2017 a 10 MTPA nel 2025)

Posizione di leadership nel mercato europeo e in quelli emergenti

Nuovo modello G&P: obiettivi Vendite LNG* | Mtpa

34

17

4 46 7

5

0

31

16 15

107 6 5

00

5

10

15

20

25

30

35

40

rds xom cvx eni BP cop tot sto

2017e

2025e

Peer 1

Peer 2

Peer 3

Peer 4

Peer 5

Peer 6

Peer 7

* Fonte dati peers: Wood MackenziePeer: Total, Chevron, Statoil, BP, Shell, Conoco Philips, ExxonMobil

20

Downstream: dalla ristrutturazione al rafforzamento del business

2016 Media 4YP

300

300

600

2016 2020

3 

7.5

2013 Entro2018

2016

4.2

Upside discenario

RaffinazioneMargine di Break‐even | $/bl

EBIT + 300 mln €self help

@ scenario costante

300

EBIT 2020 900 mln €

4.2 5.5SERM$/bl

Refining & Marketing  EBIT Chimica | mln €

21

New energy solutions

Crescita significativa della capacità installata

Neutralità dal punto di vista tecnologico, con un focus sui progetti ibridi

In sinergia con gli altri business Eni dal punto di vista tecnologico e geografico 

0

100

200

300

400

500

2017 2018 2019 2020

Energy Solutions ‐ capacità installata

Linee Guida 2017‐2030

MW

ITALIAProgetto Italia: • Fase 1 ‐ 70MWp ( Decisione finale di investimento per Porto Torres, Assemini, Priolo, Monte Sant’angelo) 

• Fase 2 ‐ 150MWp in 9 impianti fotovoltaici

• 5,4MWp nel sito di Assemini, tecnologia CSP

EGITTO

Brownfield: 50 MWp impianto fotovoltaico nel sito di Belayim

PAKISTAN

Greenfield: 50 MWp

impianto fotovoltaico

GHANA

Greenfield: Onshore, 20 to 50 MWpimpianto fotovoltaico

Greenfield: 5 MWp impianto fotovoltaico galleggiante

ALGERIA

Brownfield: 10 MWp impiantofotovoltaico per il sito di BRN

Brownfield: impianto fotovoltaico di larga scala a supporto delle operazioni O&G

TUNISIA

Brownfield: impianto fotovoltaico nel sito di Oued Zar

Il nostro cammino per la creazione di valore di lungo termine

Best in class nell’Esplorazione

Generazione accelerata di cassa

Portafoglio a basso break‐even

Solidità finanziaria