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AudizioneCommissione Industria, Commercio, Turismo del Senato della Repubblica e Commissione Attività Produttive della Camera dei Deputati

6 Aprile 2016

Piano strategico 2016-2019con particolare riferimento al settore della chimica eai nuovi scenari dei prezzi del petrolio

Premessa

• In questa presentazione, in coerenza con le regole didiffusione delle “informazioni sensibili”, sono inclusesolamente informazioni pubbliche

• Non sono quindi presenti informazioni privilegiate, chepossono essere diffuse solo nelle forme di legge, perassicurare parità informativa rispetto al mercato edevitare di incorrere nelle relative sanzioni

2

Sezione 1 Strategia Eni e scenario

Sezione 2 Piano 2016-2019

Sezione 3 Approfondimento Italia

Sezione 4 Strategia Eni nel lungo termine

Conclusioni

Q&A

Agenda

3

Sezione 1 Strategia Eni e scenario

HSE

Strategia Eni: Pilastri e obiettivi raggiunti 2014-2015

Scenario: Il conflitto tra breve e lungo termine

Leve strategiche Eni

Esplorazione: eccellenza italiana

2015: generazione di cassa

Confronto con i competitors

Risultato operativo Adj: 2015 vs 2014

Risultato operativo Adj: trend 2009-2015

Versalis

Agenda

4

2,49

2,16

1,72

1,27

0,94

0,71

0,45

1,87 1,86

1,651,52

1,341,24

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Eni Media Competitors

HSE

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

Total Recordable Injury Rate*

Valori al top dell’industria ed in continuo miglioramento

2015 vs 2014:-37%

5

Strategia Eni: Pilastri e obiettivi raggiunti 2014-2015

RistrutturazioneMid-downstream

Crescitanel core business O&G

Trasformazioneda una struttura divisionalead una società O&G integrata

I pilastri della strategia

Riduzione costi

Nuova Struttura

Organizzativa

2016-192014

Crescita Upstream• Produzione +10% • 1,4 Mld boe scoperti• Taglio capex -17%

Refining & Versalis a

break-even

DeconsolidamentoSaipem

Firma Protocollo

Gela

Rinegoziazione Gazprom

2015

G&A ridotti di 500 Mln €per anno

UscitaGalp e Snam

Revisione dividendo

FID Zohr

PartnershipVersalis

AvvioGoliat

6

Milestones

35

55

75

95

2015 2016 2017 2018 2019 2020

Scenario: Il conflitto tra breve e lungo termine

Brent ($/b)

Scenario PS 2015-’18

Scenario PS 2016-’19

20%

40%

60%

80%

100%

Q22014

Q32014

Q42014

Q12015

Q22015

Q32015

Q42015

Q12016

costi-24%

Brent & costi (%)

brent-70%

Breve termineEquilibrio finanziario Crescita

Lungo termine

7

Leve strategiche Eni

Breve termineEquilibrio finanziario

CrescitaLungo termine

8

Concentrazione su asset convenzionali

Sinergie con hub produttivi esistenti

Concentrazione su temi a gas

Dual exploration model

Upstream

Rinegoziazione Take or Pay

Commercializzazione della produzione Upstream

Razionalizzazione dellalogistica

Focus sulla catena LNG

Midstream

Razionalizzazione e ottimizzazione

logistica e capacità

Incremento dell’efficienza produttiva

Chimica: Focalizzazionesu Specialties e sviluppo

internazionale

Posizionamento sui green business

Downstream

0

2

4

6

8

10

12

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20150

2

4

6

8

10

12

2,4 0,4 0,3 0,4 0,4 0,2 1,0

.,.

Esplorazione Eni: eccellenza italiana

*Competitors = BP, Chevron, Shell, Repsol, Total, Exxon

media competitors: 0,3*

Risorse scoperte (Mld boe) Rapporto scoperte/produzione (Mld Boe)

Scoperte2008-15

Rapporto scoperte / produzione

Scoperte annue

Risorse cumulate

12

9

2015: generazione di cassa

Flusso di cassa operativo

Cassa (Mld €)

Fonti e impieghi (Mld €)

Brent ($/bl)

Flussodi

cassaCAPEX

Dividendi

0

4

8

12

16

Entrate di cassa Uscite di cassa0

2

4

6

8

10

12

14

I Q II Q III Q IV Q

30

40

50

60

70

I dati non includono Saipem e Versalis

Nonostante il crollo del 50% del prezzo:Flusso di cassa operativo -15% vs. 2014

Leverage a fine 2015: 0,22 in linea con il 2014

10

-10

0

10

20

30

2014

2015

Confronto con i competitors

Eni è la terza compagnia per generazione di cassa dopo le due super majors Shell ed Exxon

Flusso di cassa* (Mld $)

*Flusso di cassa = cassa operativa + dismissioni-investimenti-acquisizioni 11

Flusso di cassa* (Mld $)

Risultato operativo adj: 2015 vs 2014

EBIT Adj. 2015: 4,1 Mld €-64% vs. 2014

I dati non includono Saipem e Versalis

11,4

4,1

8,8

0,72,2

2014 EffettoScenario

Effettiretroattivi G&P

EffettoPerformance

2015

Risultato operativo adj. 2015 vs 2014 (Mld €)

Brent 201499 $/b

Brent 201553 $/b

12

-411

-179

-537

-316-472

-65

387

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Risultato operativo adj: trend 2009-2015

Exploration & Production (Mln €) Gas & Power (Mln €)

Refining & Marketing (Mln €)

9.489

13.898 16.075

18.537 14.643

11.551

4.108

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

2.052

1.266

-249

425

-622

168

-126

2009 2010 2011 2012 2013 2014 201561,5Brent($/bl) 79,5 111,3 111,6 108,7 99,0 52,5

13

Versalis

Rifocalizzazioneportafoglio

Efficienza operativa

Risultato operativo Adj. (Mln €)

-441

-96

-273

-483-387 -347

308

2009 2010 2011 2012 2013 2104 2015

Internazionalizzazione

2015: il miglior risultato degli ultimi 20 anni

Dal 2005 al 2014, Versalis ha generato perdite cumulate di EBIT per 3,7 miliardi di €e perdite cumulate di cassa per circa 3,8 miliardi di €,

a fronte di investimenti per oltre 2 miliardi di €

14

Sezione 2 Piano 2016-2019

Obiettivi Piano Strategico 2016-19

La nostra struttura di costi nell’Upstream

Upstream: produzione

Upstream: allineare i prezzi ai costi

Gas & Power

Refining & Marketing

Piano investimenti

Agenda

15

Obiettivi Piano Strategico 2016-19

upstream

G&P

R&M

Riduzionecosti

Esplorazione: 1,6 mld di boe con UEC1 @ 2,3 $/blCAGR2 >3% di produzione dal 2015 al 2019Capex: -18%; Opex: -12% vs. PS 2015-18

Allineamento ai prezzi di mercato e riduzione costi di logisticaTotale recupero Take or Pay entro il 2019Cash Flow Operativo complessivo 2,8 Mld €

Margine di raffinazione di break-even pari a circa 3 $/b nel 2018Cash Flow Operativo: 2,9 miliardi di € nel quadriennioEBIT raffinazione sempre positivo nello scenario di Piano

Riduzione dei CAPEX del 21% vs PS 2015-18 a cambi omogeneiRiduzione dei costi esterni di supporto al business di 2,5 Mld €

Versalis Capacità di produzione delle specialties pari al 50% del totaleCash Flow Operativo positivo in tutti gli anni di piano

HSE e sostenibilità

2016: copertura organica degli investimenti a 50 $/bl2017: neutralità di cassa organica a 60 $/bl

161) UEC: Unit Exploration Cost – Costo esplorativo unitario2) CAGR: Compound Annual Growth rate - Tasso annuo di crescita composto

15$

30$

30$

0

10

20

30

2014 2016

La nostra struttura di costi nell’Upstream

*Escluso Kashagan

Costo tecnico nuovi progetti ($/boe)

Esplorazione

Costi di sviluppo

Costi operativi

Petrolio 31% - Gas 69%

Breakevennuovi progetti ($/boe)

onshore

deepwater

shallowwater

Breakeven medio nuovi progetti 27 $/boe*

17

Costi-30%

1,2

1,6

2

2015 2016 2017 2018 2019

2019 vs 2015: +13%

Upstream: produzione

GoliatMpungi

(W.Hub)KashaganMelehia

deepHapy

Heidelberg

JangkrikEast hubCAFC oilOCTP oil

Zohr

OCTP gasWLGP

debott.Bahr Ess.

Ph2Ochigufu(W.Hub)

Vandumbu(W.Hub)

MLECAFC boost

LoangoAsfour

Produzione (Mboe/g)

Crescita prima delle operazioni di portafoglio

800 kboe al giorno da ramp-up e start-up al 2019

18

PIANO 2015-'18 PIANO 2016-'19

-39%

Upstream: allineare i costi ai prezzi

Costi operativi Upstream ($/boe)Investimenti Upstream (Mld €)

45

37

Zohr

Investimenti prima delle operazioni di portafoglio

-18%

6

8

10

12

14

16

2012 2013 2014 2015 2016-19

Competitors

19

Gas & Power

Riduzione costi

Rinegoziazione contratti

Risultato operativo Adj. (Mld €)

-1

0

1

2

New Downstream

Piano 2016-19: Recupero della redditività

20

2015 2016 2017 2018 2019

SERM Margine di breakeven

Refining & Marketing

3

5.2

7.0

4.5

4.5

6.0

Avvio Greenrefinery a Gela

1) SERM: Standard Eni Refining Margin – Margine di raffinazione 2) Livello di SERM a cui l’EBIT Adj. del settore raffinazione si azzera

Margine di raffinazione e SERM1 ($/bbl)

BayernOil

PCK

Sannazzaro

LivornoTaranto

Milazzo

Gela

Venezia

CRC

ReffinerieGreenRaffinerie core retail

markets exit

Refocused European portfolio

Piano 2016-19: Risultato e free cash flow positivi in tutti gli anni

21

2

Piano Investimenti 2016-2019

Upstream90%

altri settori10%

Investimenti consolidati (Mld €)

Distribuzione geografica investimenti

Europa20%

America5%

Asia Pacifica

4%

Russiae Caspio

5%

Nord Africa eMedio Oriente

39%

Africa Sub Sahariana

27%

Circa il 62% degli investimenti sono in Africa

Totale Investimenti: 37 Mld €

Concentrazione sul settore upstream

Investimenti Eni dopo le operazioni di portafoglio 22

Sezione 3 Approfondimento Italia

Spesa ed investimenti in Italia

Upstream

Upstream offshore: parametri ambientali

Upstream onshore: parametri ambientali Centro Oli Val’Agri

Refining & Marketing: rilancio del downstream

Refining & Marketing: parametri ambientali

Il Protocollo Gela

Versalis: overview del piano di trasformazione

Versalis in Italia: principali iniziative a Piano 2016-2019

Versalis: nuove piattaforme di chimica da rinnovabili

Versalis: parametri ambientali

Bonifiche

Agenda

23

Spesa e investimenti in Italia

Investimenti Upstream

31%

Investimenti R&M20%

Investimenti Versalis

6%Investimenti G&P

4%

Altri investimenti 4%

HSE e Bonifiche

36%

Investimenti Upstream

27%

Investimenti R&M17%

Investimenti Versalis

11%

Investimenti G&P3%

Altri investimenti 2%

HSE e Bonifiche

40%

Piano 2016-2019: circa 8,4 Mld €di cui 40% per ambiente e sicurezza

Spesa e investimentiConsuntivo 2009-2015

Spesa e investimenti previstiPiano 2016-2019

Escludono Snam e Saipem Include la vista industriale di Versalis

Consuntivo 2009-15: circa 17,2 Mld €di cui 36% per ambiente e sicurezza

24

Upstream

Viggiano

Val d’Agri:24 pozzi360 risorse dirette3.000 risorse nell’indotto

Gela

Gela:3 piattaforme in esercizio332 risorse dirette800 risorse nell’indotto

Crotone

Ravenna e Rubicone

Campo Aquila:1 piattaforma

Trecate

Caviaga

Soresina

Ragusa

Bronte e Gagliano

Roseto e Candela

Pisticci e Ferrandina

Dati principali

Produzione a olio: 69 kboed

Produzione a gas: 101 kboed

510 pozzi in produzione (290 offshore)

77 piattaforme in esercizio

Risorse: 2,7 Mld boe

Grottammare e Pineto

Offshore Adriatico:69 piattaforme in esercizio714 risorse dirette8.000 risorse nell’indotto

Occupazione diretta: 4.572

Indotto diretto: 12.000 risorse

Occupazione

25

Falconara

Mar Ionio:4 piattaforme40 risorse dirette200 risorse nell’indotto

Upstream offshore: parametri ambientali

26

Tutte le installazioni Eni operano in conformità alle norme ambientali applicabili. Di queste, 4 offshoresono soggette ad Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA)*, diversamente da quanto indicato dallaDirettiva IED che richiede l’AIA per impianti superiori a 50 MW.

Monossido di carbonio (CO) nel 2015 Ossidi di azoto (NOx) nel 2015

Olii minerali nel 2015 – Scarichi a mare

* Le altre installazioni offshore sono poco significative in termini di emissioni e non sono soggette ad AIA, in quanto possiedono apparecchiature al di sotto dei 3 MW di potenza, senza limiti specifici alle emissioni come previsto dal D.Lgs 152/06.

Barbara T2 > 50 MW; Barbara T, Garibaldi K e Cervia K < 50 MW

113

47

32

70

100 100

40

0

50

100

Barbara T2 Barbara T Garibaldi K Cervia K

mg

/N

m3

Misura massima 2015 Limite AIA

4013

142

51

60

400 400

60

0

100

200

300

400

Barbara T2 Barbara T Garibaldi K Cervia K

mg

/N

m3

Misura massima 2015 Limite AIA

0

10

20

30

40

mg

/l

Misura minima Misura massima

Limite di legge

Upstream onshore: parametri ambientali Centro Oli Val d’Agri

mg/l Limiti autorizzatiAIA1

Valori misurati2(Max rilevato)

Valori misurati2(Medio 42 gg.)

Solidi sospesi 212 208 49,6

Ammine filmanti 714 13 3

Idrocarburi disciolti C10-C40 47 23 2,5

Idrocarburi disciolti n-esano 61 55,8 25,6

1 Autorizzazione AIA per reiniezione.2 Come da monitoraggio prolungato (42 giorni) effettuato nel 2014 da ente certificatore terzo SGS.

0,02

0,30

0,05

0,19

0,53

0,093

0,0

0,2

0,4

0,6

NOx CO SOx

kt/

ann

o

Valori misurati 2015 Limiti AIA

Emissioni in aria

Acque di strato

27

Refining & Marketing: rilancio del downstreamValorizzazione delle

competenze

Innovazione

Recupero di efficienza

4.420 stazioni di servizio 1,6 milioni di litri di erogato medio 6 milioni di tonnellate di vendite su rete

Quotamercato

25%

Occupazione diretta: 4.200 Indotto diretto: 25.000 risorse

Occupazione

28

Venezia:Produzione green-diesel, brevetto Eni

Gela:Completamento bioraffineria entro 2017 – brevetto EniSafety Competence CenterPolo upstream

Taranto:Aumento conversione

Livorno:Nuovi lubrificanti e specialties

Raffinerie

Principali depositi

Bioraffinerie

Smart mobility

Milazzo (Eni 50%):Aumento conversione

Sannazzaro:Impianto EST, brevetto Eni

BronteGagliano

Giacimento a gas

Raffineria di Gela

Green refinery

Sviluppo Attività Upstream

Risanamento Ambientale

Safety Competence Center

Progetto Guayule

Progetto GNL

2015: Occupazione indotto: 1.062 contro 900

previste nel Protocollo. Avviati 53 cantieri, 23 dei quali completati.

2016: Occupazione indotto: 1.350 contro 1200

previste nel Protocollo Avvio di 40 ulteriori cantieri

Il Protocollo Gela

Argo e Cassiopea

29

Stato attuazione

Indotto

Refining & Marketing: parametri ambientali

30

Le raffinerie Eni operano in conformità alle norme ambientali applicabili e alle Autorizzazioni IntegrateAmbientali (AIA) rilasciate dal MATTM.

Raffineria di Venezia opera in assetto Green dal 2014.Raffineria di Gela in fase di conversione in assetto Green.

PolveriOssidi di azoto (NOx) Ossidi di zolfo (SOx)

Scarichi idrici: Idrocarburi Scarichi idrici: COD

674

196 23823 218

800

600

800

52

800

0

200

400

600

800

mg

/N

m3

192

134155

110 112

250 250300

220250

0

100

200

300

mg

/N

m3

6 9

20

1 5

20

40 40

8

40

0

20

40

mg

/N

m3

Consuntivo 2015

Limite AIA

1,42 0,24 0,05 1,26

5 5 5 5

0

2

4

6

mg

/l

6536 4

82

160 160 160 160

0

50

100

150

mg

/l

Effi

cien

zao

per

ativ

aP

oten

ziam

ento

p

ort

afo

glio

Porto Torresfermata definitive Cracker e prodotticommodity

Gelafermata polietilene

PrioloOttimizzazioneCracker e chiusuraPolietilene

Hythechiusura sito

Sarrochcessione/fermata impianti

DunkerqueRiconfigura-zionePolietilene

Mantovanuove lineeGPPS e EPS in massacontinua

VersalisPacific India

JV LotteChemical (Coreadel Sud)

Partnership Petronas(Malesia)

Porto Margherapiattaforma‘green’ (partner Elevance)

Porto Torres start-up impiantiMatrìca

VersalisAmericas trading company (Houston)

2011 2012 2013 2014 2015 Piano 2016-2019

Ferrara nuova linea EPDM

Grangemouthstart-up nuovalinea s-SBR

Ravenna start-up impiantoButene-1

Svi

lup

po

in

tern

azio

nal

e Oilfield chemical nuovalinea di business

JV LotteVersalisstart-up impianti

Priolo Nuovo impiantoMonomeri C9 e avvio progettoResine (JV Neville)

JV Genomatica(US) tecnologiabio-butadiene

Partnership tecnologica con Yulex (US) gomma da guayule

Porto MargheraRiassetto utilities e logisticaMantenimento in marcia Cracker

Versalis: overview del piano di trasformazione

MantovaProdotti innovativi Stirenici e nuovo impianto pilotaABS one-step

VersalisInternational (Brussels)

Versalis Pacific Trading (Shanghai)

Porto TorresRiassetto utilities e logistica

RagusaRiassetto produttivo

Ferrara revamping linee EPDM

Guayule – campisperimentali in Basilicata

Guayule – studio fattibilità Gela

Ravenna Nuovi prodotti ‘specialties’ Elastomeri

Brindisi sviluppo ‘specialties’ Polietilene (es.pharma)

31

Investimenti 1,5 Mld€ Investimenti >1 Mld €

Versalis: principali iniziative a Piano 2016-2019

Porto Torres

Priolo

Brindisi

Ravenna

Ferrara

Ragusa

Mantova

PortoMarghera

Porto Marghera:rilancio e conversione produttiva Cracker riavviato da Febbraio 2015

(accordo con Shell) e in marcia per tutto il 2016 (accordo con altro partner)

Riassetto utilities e potenziamento logistica (in corso)

Realizzazione nuova piattaforma chimica da rinnovabili in partnership con Elevance Renewable Sciences(US)

Investimenti strategici

Prodotti innovativi

Efficienza operativa

Priolo: potenziamentopiattaforma integrata Valorizzazione tagli pesanti del

Cracker con produzione di Monomeri C9

Produzione resine idrocarburiche a partire da Monomeri C9, in partnership con Neville/GTC (US)

Ferrara: potenziamento impianto elastomeri EPDM Completato revamping per

miglioramento tecnologico e aumento capacità linee EPDM esistenti

In corso costruzione nuonalinea EPDM

In corso attività R&S per rinnovo gamma prodotti

* Indotto medio giornaliero, incluso logistica e trasporto 32

Occupazione diretta: 4.160 Indotto diretto: 2.000 risorse*

Occupazione

JV : complesso integrato chimica da rinnovabili a Porto Torres

Start-up Q3 2014, capacità complessiva 70 kton/y di bio-intermedi

Investimento realizzato: 200 Mln €

Applicazione prodotti in bio-plastiche, bio-lubrificanti, additivi per gomme, agricoltura, personal care

In corso confronto con la Regione per promuovere le condizioni necessarie allo sviluppo dei nuovi investimenti

Sviluppo tecnologico piattaforma da Guayule per produzione gomma natural– con caratteristiche distintive di alta qualità, sostenibilità sociale e ipo-allergenicità

Applicazioni specialistiche in articoli tecnici e settori di nicchia in cui l’ipo-allergenicità è premiante (es. medicale)

Sviluppo in corso per applicazioni nel ‘green tyre’ di ultima generazione, in partnership con

Sviluppo piattaforma innovativa integrata da fonti rinnovabili per prodotti ad alto valore aggiunto

Partnership con per tecnologia innovativa Metatesi Oli Vegetali

Applicazioni prodotti in additivi per l’estrazione petrolifera, detergenti, solventi, bio-lubrificanti, e oleochemicals per green refinery Venezia

Investimento: 200 mln €

Versalis: nuove piattaforme di chimica da rinnovabili

33

Intermedi da oli vegetali a Porto Torres

Intermedi da oli vegetalia Porto Marghera

Gomma naturale da Guayule

Versalis: parametri HSE

34

Scarichi idrici

Tutti gli stabilimenti Versalis - 9 in Italia* - sono in possesso delle autorizzazioni ambientalinazionali/regionali (AIA) ed operano in conformità alle prescrizioni indicate nei singoli Piani diMonitoraggio e Controllo (PMC) adottando le BAT best available techniques (impiantistiche e gestionali)

* Incluso Sarroch (Sardegna), che però non ha attività produttive (da fine 2014)

I consuntivi ambientali sono ampiamente inferiori ai limiti autorizzati in AIA per ogni

specifica unità produttiva

Polveri

Ossidi di azoto (NOx)

158118

196

127

250

125

250

150

0

100

200

300

CrackingPriolo

CrackingBrindisi

CrackingP.Marghera

StireneMantova

mg

/N

m3

Consuntivo 2015 Limite AIA

16 1 0,4 0,25

50

3

20

50

20

40

CrackingPriolo

CrackingBrindisi

CrackingP.Marghera

StireneMantova

mg

/N

m3

Consuntivo 2015 Limite AIA

55

160

0

100

200

300

COD (BiologicoMantova)

mg

/l

Consuntivo 2015 Limite AIA

0,023

0,2

0

0,05

0,1

0,15

0,2

SOA (BiologicoMantova)

mg

/l

Bonifiche

Progettiin fase di

istruttoria e progettazione~500 Mln €

Costi legati alle mancate autorizzazioni~ 100 Mln

€/anno

Progetti già autorizzati e in

corso di realizzazione

~2 Mld €

2,82,4

COSTI SOSTENUTI 2002-2015

COSTI DA SOSTENERE

Costi per bonifiche (Mld €)

3/4 dei costi relativi a siti da acquisizioni forzate

300 cantieri 400 imprese 1500 risorse e 2,5 milioni di ore lavorate

35

Costi sostenuti

Costi totali(sostenuti + da sostenere)

100 500 1000Mln €

Porto Torres

Sulcis Iglesiente Guspinese

PieveVergonte

Cengio eSaliceto

Laghi di Mantova

e polo chimico

Livorno

Massa e Carrara

(Avenza)

Porto Marghera

Priolo

Milazzoarea industriale

CrotoneCassano

Cerchiara

Brindisi

Val Basento area

industriale

Progetti di bonifica in Siti di Interesse Nazionale

Indotto

Sezione 4 Strategia Eni nel lungo termine

Sostenibilità del business

Energy solutions

Agenda

36

Sostenibilità del business nel lungo termine

Riduzione del carbon footprint

Obiettivo 2025: Emissioni -24% vs. 2014 considerando la crescita produttiva

R&D

Focalizzazione su idrocarburi

convenzionali

Valorizzazione del ruolo del gas

naturale

Riduzione delle emissioni dirette

del 22% rispetto al 2014

considerando la crescita

produttiva:o azzeramento del routine gas

flaring

o controllo delle fuggitive di metano

o efficienza energetica

o progetti CCS

Riduzione del 43% dell’indice di

emissione UPS (tCO2eq/tep)

Investimenti nella conversione

green del downstream

Partnership con i PVS produttori

di idrocarburi per lo sviluppo di

sistemi energetici low carbon e

promozione di iniziative offgrid

per massimizzare l’accesso

all’energia

Off set: partecipazione a

iniziative di gestione forestale

Riduzione delle emissioni indirette del

2% rispetto al 2014 considerando la

crescita produttiva

Posizionamentosui green business

Tecnologie solari a maggiore

efficienza

Sviluppo di biocombustibili

avanzati da biomasse ligno-

cellulosiche e rifiuti urbani

Stoccaggio di energia

37

Energy Solutions: le nostre leve ed il modello di business

Produzione di energia da fonti rinnovabili in

affiancamento della produzione oil e

progressive incremento dell’utilizzo di gas

Brownfileds – Asset Transition Greenfields – New Cooperation Model

Ampliamento dello schema di cooperazione con i

Paesi affiancando all’accesso all’energia da O&G

anche progetti da fonti rinnovabili e fornitura di

energia da biomasse e rifiuti

Presenza nei Paesi e modello dual flagIntegrazione con assets O&G e contrattualistica petroliferaKonw-how nella gestione di progetti complessi e ibridiCapacità finanziariaEccellenza nella Ricerca & Sviluppo

38

Vantaggi competitivi

Conclusioni

Posizionamento sui business green

Forte crescita nell’upstream

Rilancio e conversione dei siti industriali italiani

Creazione di valore nel lungo termine

39