财务指标定义 - 杠杆是公司财务状况的非GAAP指标，为净借款与股东权益之比[16] - 净借款是公司评估财务状况的非GAAP指标，为总金融债务减去现金等[17] - 总股东回报用于评估公司股票总回报，按年计算[19] - 平均储备寿命指数为年末储量与年产量之比[22] - 净温室气体生命周期排放指公司能源产品价值链相关的范围1+2+3排放[41] 行业术语解释 - 第二代和第三代原料指不与食品供应链竞争的原料[20] - 桶是对应159升的体积单位，一桶油约0.137公吨[22] - 油当量是石油和天然气的标准计量单位[23] - 液化天然气通过将天然气冷却至 -160°C获得，1吨LNG对应1400立方米天然气[36] 财务报表编制准则 - 公司合并财务报表按照国际财务报告准则编制[13] 2022年能源市场价格情况 - 2022年布伦特原油基准价格波动剧烈，最高接近2008年的历史高位140美元/桶，上半年维持在100 - 120美元/桶区间[67] - 2022年布伦特原油价格在一个季度内下跌约40美元/桶，跌幅30%，从6月底的125美元/桶降至9月底约85美元/桶[68] - 2022年欧洲参考枢纽TTF天然气现货均价约40美元/百万英热单位，较2021年几乎增长两倍；到2023年2月底，TTF价格暴跌至20美元/百万英热单位以下，较2022年夏季的历史高点下跌约80%[68] - 2022年12月31日止12个月，布伦特原油平均价格为101美元/桶，2023年第一季度布伦特价格较2022年参考价格显著下降[92] 2022年能源市场供需及投资情况 - 2022年全球上游资本支出较2021年增加约20%，主要因成本通胀[67] - 当前全球上游投资水平不足以使石油产量稳定在1亿桶/日以匹配全球石油需求[67] - 美国当局从5月起的六个月内每天从国家战略石油储备中释放100万桶原油以缓解市场失衡和降低燃料成本[67] - 2022年全球原油需求从新冠疫情低点持续恢复，增加约200万桶/日，达到约9960万桶/日[68] 公司价格与现金流、产量关系预测 - 公司预计2023年布伦特原油价格为85美元/桶，布伦特原油价格每变动1美元，运营现金流变动约0.13亿欧元；欧洲基准TTF天然气现货价格每变动1美元/百万英热单位，运营现金流变动约0.13亿欧元[69] - 公司估计布伦特原油价格每变动1美元，产量变动约0.5千桶油当量/日[70] 公司业务规划 - 公司计划到2030年将天然气产量在投资组合中的占比逐步提高到60%[70] - 未来四年，公司计划平均每年在油气业务投资约60 - 65亿欧元[92] - 公司计划进行勘探项目投资，未来可能产生大量干井费用[88] 公司资本预算情况 - 2023年公司资本预算约95亿欧元，较2022年增长15%[70] - 2022年勘探与生产（E&P）板块资本支出约64亿欧元，较之前增长约60%，2022年美元兑欧元升值10% [93] 公司俄罗斯业务情况 - 2022年公司在俄罗斯的勘探项目已无限期暂停，目前在俄罗斯没有已入账的碳氢化合物储量[74] - 2022年公司停止签署俄罗斯原油新供应合同，俄罗斯原油采购量占交易总量的5%[75] - 2022年公司将俄罗斯天然气供应量从2021年的43%大幅降至28%[75] - 埃尼集团为遵守俄罗斯天然气供应新的卢布支付程序，开设两个“K账户”，并已启动国际仲裁[101] 公司各业务线业绩情况 - 2022年GGP业务因资产组合优化表现出色，但未来业绩难以保证[76] - 2022年公司炼油业务内部盈利能力指标SERM平均约为8美元/桶，2021年为负0.9美元/桶[83] - 2022年公司化工业务因多种因素表现不佳，确认3.85亿欧元减值损失[85] - 2022年燃气发电业务盈利能力受调度服务市场一次性收入增加驱动，未来服务收入将正常化[85] 公司资产相关情况 - 截至2022年12月31日，公司拟剥离的Blue Stream联合运营资产账面价值为9000万欧元[74] - 截至2022年12月31日，集团约37%的总估计已探明储量（按体积计）为未开发储量[92] - 截至2022年12月31日，集团已探明总储量相关的未来开发和退役总成本估计约为443亿欧元（未折现）[92] 公司业务受政策影响情况 - 欧盟REPowerEU计划可能影响公司E&P和GGP业务的运营结果和现金流[79] - 欧洲多国对能源公司征收暴利税，对公司运营结果和现金流产生负面影响[80] - 意大利2022年对能源公司征收一次性暴利税，公司为此确认约10.4亿欧元现金支出[95] - 意大利2023年预算法对油气行业公司征收暴利税，集团确认约10亿欧元税务支出[95] - 德国对公司炼油业务征收类似暴利税，确认税务支出0.17亿欧元[95] - 英国2022年对油气公司加征25%暴利税，公司为此计提约1.7亿欧元费用，2023年英国拟将税率提高到35%并延长至2028年第一季度[95] - 所有额外税收费用影响集团净收入约24亿欧元，减少年度现金流约11亿欧元[95] - 意大利能源监管机构对天然气和电力定价的监管权力可能影响埃尼集团国内零售业务的销售利润率、经营业绩和现金流[102] 公司产量分布情况 - 2022年公司约71%的油气产量来自海上油田，主要分布在埃及、挪威、利比亚等国家[86] - 2022年埃尼集团在利比亚的产量为15.9万桶油当量/日，约占集团总产量的10%[98] 公司海外投资及风险情况 - 截至2021年12月31日，埃尼集团在委内瑞拉的投资资本约为11亿欧元，主要是委内瑞拉国家石油公司（PDVSA）的贸易应收账款[99] - 埃尼集团在委内瑞拉仅保留一个主要资产，即持股50%的Cardón IV合资企业[99] - 埃尼集团在尼日利亚对国有和私营当地公司有重大信贷风险敞口，因当地合作伙伴还款困难而遭受重大信贷损失[99] - 埃尼集团的石油勘探许可证245于2021年5月到期，转换为石油开采许可证的申请待尼日利亚当局批准，已启动仲裁[100] - 美国自2017年对委内瑞拉实施经济和金融制裁，2020年底进一步收紧，限制了集团2021 - 2022年在该国贸易应收账款的回收[101] 公司合同相关风险情况 - 埃尼集团与关键产油国的国有公司签订的长期天然气供应合同中的照付不议条款使其面临数量风险[102] - 埃尼集团计划重新谈判长期天然气供应合同，但谈判结果和时间不确定[102] 公司环境相关情况 - 公司运营受环境、健康和安全法规影响大，未来将持续产生大量运营费用和支出[103] - 2022年公司为遵守碳排放计划，在公开市场购买对应1673万吨二氧化碳排放的配额，花费约9.5亿欧元；2021年购买对应1242万吨的配额，花费6.6亿欧元[106] - 目前公司约一半直接温室气体排放来自运营资产，已纳入国家或超国家碳定价机制[106] - 预计短期内公司运营和合规费用将因碳税机制增加，未来若无法减少运营碳足迹，投资和运营费用将增加[106] - 2022年电动汽车销量显著增长，预计到2030年销量将超过内燃机汽车，长期或影响汽油消费和原油需求[106] - 2021年荷兰法院要求一家国际石油公司在规定时间内大幅减少全球排放量，显示石油和天然气公司可能有减排的法律责任[107] - 公司在加利福尼亚州面临当地政府和个人协会索赔，要求赔偿气候变化造成的经济损失和环境破坏[108] - 一家私人协会起诉意大利政府，要求提高温室气体减排目标，可能对公司产生负面影响[109] - 气候诉讼对公司及其投资者构成重大风险，若败诉可能对公司经营业绩和业务前景产生重大不利影响[109] - 资产管理者、银行和其他金融机构在投资和融资决策中越来越多地采用ESG标准，可能降低公司股票吸引力或限制公司进入资本市场的能力[109] - 45个国家的450家金融机构（主要是银行和养老基金），资产约130万亿美元，承诺限制投资组合中的温室气体排放资产[110] - 2021年，激进股东成功推动非约束性股东决议，迫使雪佛龙削减碳排放[111] - 2022年，公司因环境监管发展，可靠计提约13亿欧元准备金，用于完成意大利多个枢纽的地下水清理工作[114] - 公司面临重大环境负债风险，除已计提准备金外，未来可能产生大量环境费用和负债[113][114] 公司其他风险情况 - 《通用数据保护条例》（GDPR）自2018年5月起生效，违规最高可处以全球年营业额4%的罚款[116] - 金融机构削减对化石燃料行业的敞口，可能限制公司获取新融资的能力，推高借款成本或增加资产保险成本[110] - 激进股东向油气公司施压，要求加速向可再生能源转型并减少碳排放，可能干扰公司管理层计划和资本分配流程[111] - 极端天气现象可能干扰公司运营，导致财产和设施损失、产量和收入损失、维护和维修费用增加以及现金流短缺[111] - 公司是多起民事、刑事和行政诉讼的被告，未来可能因诉讼结果不确定而遭受重大损失[115] - 公司业务依赖信息技术系统和数字安全，面临网络攻击风险，可能对业务、声誉和财务状况造成不利影响[115] - 公司商品交易面临价格与对手方违约风险，汇率波动影响运营结果、现金流和业绩可比性，美元兑欧元贬值通常对运营结果和流动性有不利影响[118] - 公司面临利率波动风险，通过衍生品交易降低利率风险敞口[119] - 公司信用评级可能受意大利主权信用评级下调的潜在影响[119] - 公司面临信用风险，近年来因欧洲和意大利经济增长疲软、原油价格下跌，集团遭遇大量对手方违约[119] - 2022年能源商品价格大幅上涨，增加了公司天然气中下游业务的信用风险敞口[120] - 零售天然气与电力业务因客户众多且财务状况受发票价值上升影响，面临较大信用风险[120] - 公司批发天然气业务的部分大型工业客户付款困难[120] - 2022年公司增加了信用损失拨备，未来债务人还款能力可能恶化[121] - 公司认为在能源价格飙升环境下，可疑账户管理是重大财务风险，未来可能确认大量可疑账户拨备并增加营运资金需求[121] - 公司面临流动性风险，全球金融市场波动可能导致公司借款成本大幅上升或难以获得必要资金，影响业务前景和股东回报[121] 公司成本及减值情况 - 2022年公司为关闭的炼油生产线确认约3亿欧元的报废准备金[83] - 2022年排放配额平均成本为80欧元/吨，较2021年的53.4欧元/吨上涨约50%[83] - 2022年，因相关风险和会计估计，公司上游现金产生单元发生约4亿欧元资产减值[91] 油田服务行业情况 - 油田服务公司近年来因客户资本支出收缩，收入大幅缩水[88] 开发项目成本预测 - 预计未来一两年，开发项目关键投入因素价格因通胀压力将显著上涨[88] - 预计租赁钻机和其他钻探船只及设施的日费率将上升[88] 公司储备相关影响因素 - 公司储备替换受产量、修订、新发现及生产分成协议权利机制影响[90] - 已探明储量估计和未来产量、开发成本时间预测的准确性受多种因素影响[90] 公司保险情况 - 截至文件提交日，海上事故保险最高赔偿为11亿美元，陆上设施（炼油厂）事故为13亿美元[87] 公司重大项目风险 - 若公司无法按计划开发和运营重大项目，可能产生重大资本化成本减值损失[89]

董事会成员任命和要求 - 公司决定将2022年期间的净利润分配到可用储备中，金额为5,403,018,837.87欧元[48] - 股东大会决定将董事会成员人数设定为9人[51] - 董事任期将设定为三个财政年度，直至2025年12月31日[53] - 董事会将由股东大会根据提交的候选人名单任命[54] - 董事候选人必须满足独立要求和诚信要求[62] - 董事会建议董事会成员中至少一半应为独立董事[68] - 董事候选人不得在竞争公司担任无限责任合伙人或经营竞争业务[70] - 董事候选人必须具备《意大利法典》规定的诚信资格[72] - 董事候选人必须确保有足够的时间履行其任务[73] - 股东提交董事会候选人名单时，应确保候选人的独立性[77] - 董事会提议由股东根据公司章程提名的董事中任命一位为董事会主席[83] - 股东被要求考虑公司治理准则第7号建议中的独立要求[101] - 股东被要求在提交的候选人中考虑公司治理准则第7号的独立要求[101] - 股东被要求在提交的候选人中考虑“审计委员会财务专家”要求[101] - 股东被要求在提交的候选人中考虑是否符合公司治理准则第7号的独立要求[111] 股东大会决议和股息分配 - 股东大会根据公司章程决定主席和董事的报酬[87] - 股东大会将决定分配Eni S.p.A.的可用储备金，包括根据法律342/2000号法案的重估储备金部分[183] - 股东大会将授权董事会执行有关决议，确保资本和财务可持续性，以及根据会计数据和2023年全年预测进行分配[187] - 股东大会将授权董事会执行有关决议，确定没有障碍实施上述报酬政策，考虑公司的整体运营环境和财务状况[198] - 股东大会将授权董事会执行有关决议，验证分配储备金的法律条件的存在[199] - 股东大会决定确定董事会主席和常任监事的年度薪酬[125] - 股东大会被授权批准2023-2025年基于股票的长期激励计划，并授权董事会处置最多1600万股公司库存股以执行该计划[140] - 股东大会决定分配2023年财政年度的股息金额为每股0.94欧元，总分配约为31亿欧元[182] 股票回购计划 - 公司在2022-2025战略计划中提出了股票回购计划，第一年最低金额为11亿欧元，最高可达25亿欧元[151] - 公司在2022年5月30日至2022年11月29日期间进行了回购计划，购买了总计1亿9555万5084股股票，占公司资本的5.48%，总计239,999,2593欧元[152] - 公司计划在2023年启动一项新的22亿欧元的回购计划，最高可增加至35亿欧元[155] 股份结构调整 - Eni S.p.A.的股本目前为40.05358876亿欧元，股份数量将从3,571,487,977股减少到3,375,937,893股，剩余的股份的会计平价将从1.121欧元变为1.186欧元[208] - Eni S.p.A.将取消持有的195,550,084股库藏股份，导致重要股权的百分比发生变化，Cassa depositi e prestiti S.p.A.的持股比例将从26.213%增至27.731%，Ministry of the Economy and Finance的持股比例将从4.411%增至4.667%，Eni S.p.A.（库藏股份）的持股比例将从6.331%降至0.905%[211] - Eni S.p.A.董事会提议取消最多275,000,000股库藏股份，以支付股东额外股息，这将占公司股本的约8.15%[214] - 取消库藏股份不会影响公司的经济表现，也不会改变股东权益的价值[217] - Eni S.p.A.董事会将授权取消最多275,000,000股无面值的库藏股份，取消将保持股本不变，并通过减少相关特定储备（等于取消股份的账面价值）进行[221] - Eni S.p.A.董事会呼吁股东批准取消最多275,000,000股无面值的库藏股份，这些股份可能根据今天股东会议普通议程第14项的授权购买，目的是为了报酬股东[221] 董事会组成和运作 - 董事会中独立董事占多数，符合法律规定和公司治理准则[240] - 董事会在性别、年龄、专业背景和地理来源等方面具有多样性，提倡保持和扩大技能、能力和经验的平衡和多样性[241] - 董事任期的指导原则强调不浪费当前任期中获得和巩固的技能和经验，重视新任期中董事的经验和独立性[242] - 董事会强调需要确保实施战略指导和项目的连续性，以实现和巩固成果，达到公司的战略和管理目标[243] - 董事会建议董事具有独立判断和责任感，具备对上市公司监管框架和治理机制的了解，以及可持续性问题和气候环境风险控制的知识[245]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度净收入同比增长约160%，与第二季度持平，尽管原油价格较低且炼油利润率不足 [7] - 2022年前9个月调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）超过5亿欧元，同比强劲增长 [18] - 第三季度调整后运营现金流为55亿欧元，前9个月为163亿欧元，同比增长64% [8][22] - 2022年前9个月有机资本支出为55亿欧元，同比增长35% [22] - 预计到年底完成24亿欧元的股票回购计划，2022年回购和股息综合收益率近13%，分配额约占每桶100美元预计运营现金流的27% [23] - 2022年前9个月，集团意大利业务亏损超10亿欧元，自2014年以来，埃尼集团意大利业务累计亏损210亿欧元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 自然资源业务 - 勘探与生产（E&P）收益得益于油价杠杆和成本控制，但因卡沙甘油田计划外停产、不可抗力影响以及挪威贡献降低，产量未达预期 [9] - 天然气与电力（GGP）业务在高气价环境下，通过优化天然气和液化天然气（LNG）组合管理市场风险，取得良好业绩，并确保了意大利客户的供应安全 [10] 能源转型业务 - 炼油与营销业务表现出色，通过动态管理能源成本和原料以及安全可靠运营炼油厂实现良好业绩，本季度阿布扎比国家石油公司（ADNOC）的股息对调整后净利润和现金流有贡献 [13] - 韦尔萨利斯（Versalis）业务面临挑战，原料和能源成本高且需求疲软，第四季度检修活动增加，但公司仍上调下游业务指引 [14] - 普莱尼图德（Plenitude）业务2022年前9个月EBITDA超5亿欧元，可再生能源和零售业务持续增长，运营目标进展顺利，2022年EBITDA指引超6亿欧元 [18][21] 各个市场数据和关键指标变化 - 上季度油价从之前两个季度的水平回落，主要在每桶90 - 100美元区间交易，天然气价格季度环比上涨且比油价更具波动性 [4][5] - 第三季度炼油利润率从第二季度的创纪录水平下降，但仍保持强劲，化工领域能源和原料成本是重大阻力，终端用户需求放缓 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过卫星战略实现成本协同、运营效率提升和新增长机会，如与英国石油公司（BP）成立的安哥拉合资企业阿祖尔（Azule） [11][12] - 向零碳模式转型，推进可持续出行业务，通过专有技术和战略协议使出行更可持续 [15] - 实施可持续原料垂直整合战略，如杰拉生物精炼厂接收肯尼亚农业枢纽生产的首批植物油货物，并按承诺2023年不再使用棕榈油 [16] - 扩大可再生能源业务，包括与基础设施公司（Infrastrutture SpA）合作拓展太阳能和风能项目，扩大瓦尔格伦（Vårgrønn）合资企业业务范围等 [19][20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 世界和能源市场受重大地缘政治事件、不确定经济状况和波动性影响，公司在应对这些挑战的同时，实现战略和财务目标并管理风险 [3] - 需求方面存在放缓或衰退风险，但中国需求可能在2023年反弹，经合组织（OECD）商业库存处于历史低位 [5] - 公司对2022年业绩表现满意，预计在较低油价假设下仍能产生至少与之前相同的现金流，确认公司表现强劲 [27] 其他重要信息 - 公司更新2022年油气产量指引，考虑了各种不可抗力影响；上调GGP业务指引至18亿欧元，反映第三季度出色业绩，但纳入了俄罗斯产量低于预期和10月市场环境疲软因素 [26] - 上调下游业务调整后息税前利润（EBIT）指引至25亿欧元，尽管化工业务前景挑战较大 [27] - 预计资本支出符合83亿欧元的指引，年底杠杆率预计上升 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：E&P业务的具体成本降低情况以及卡沙甘油田第三季度和10月的产量情况 - 上游资本成本在2022年上半年增长7.2%，预计全年增长约10%，公司通过锁定合同、提高效率和实施合同策略控制成本 [31][32] - 卡沙甘油田目前产量为产能的50%，即约20万桶/日，预计11月恢复全部生产 [33] 问题2：GGP部门出色表现的原因、意大利工业或公用事业客户的天然气合同或承诺敞口情况以及天然气到期应收账款情况 - GGP业务第三季度表现强劲，得益于市场价格波动和价差，公司利用资产灵活性进行套利操作 [37] - 目前应收账款支付正常，第三季度收回约5亿欧元，预计年底收回大部分，整体营运资金约25亿欧元 [38] 问题3：2023年勘探预算计划、勘探项目的层级划分以及卡沙甘油田与里海管道财团（CPC）运输能力的关系 - 公司将继续投资勘探，保持预算纪律，本年末和明年有多个潜在高影响井计划 [43][44] - CPC运营商预计卡沙甘油田恢复生产时，运输能力将完全恢复，若11月运输能力不足，公司正在评估其他出口途径 [45][46] 问题4：2023年上游产量能否维持或增加、阿尔及利亚额外60亿立方米天然气的供应时间以及GGP业务销售下降的原因 - 2022年末产量将因卡沙甘油田、卡拉恰甘纳克油田、科拉尔（Coral）项目和墨西哥项目的恢复或增产而提升，2023年产量预计增长超过3.5% [50][52] - 阿尔及利亚额外60亿立方米天然气供应已开始，4月以来已接收约25亿立方米，后续供应将持续至冬季及以后 [54] - GGP业务天然气销售下降主要因俄罗斯供应减少，LNG销售下降主要因第三方或权益组合供应不足 [55][56] 问题5：欧盟对俄罗斯石油进口禁令对全球和欧洲石油市场特别是柴油市场的影响以及意大利暴利税后续情况 - 预计欧盟对俄罗斯石油进口禁令实施后，柴油裂解价差将扩大，支撑炼油利润率，公司已上调下游业务指引 [63] - 目前暴利税机制缺乏透明度，欧洲新框架更平衡、透明，公司已对之前的暴利税提出上诉，预计11月初有初步评估 [60][61] 问题6：降低俄罗斯天然气风险的计划时间、成本以及与阿布扎比国家石油公司（ADNOC）在阿联酋LNG出口方面的合作可能性 - 公司计划到今年冬季替代50%的俄罗斯天然气，明年替代80%，2025年完全替代，替代过程将推动第三方天然气向权益天然气的替代，增加公司价值 [66] - 阿联酋加沙（Ghasha）项目初期天然气用于国内市场，该项目建设将为未来勘探和资源增加提供可能 [68] 问题7：上游天然气生产的套期保值政策、2022年和2023年的套期保值情况以及GGP业务是否受益于上游套期保值 - GGP业务不会从上游套期保值中受益，E&P业务有时会进行少量套期保值以稳定回报，2023年E&P业务无套期保值计划 [71][72] 问题8：公司是否对意大利之前计算的暴利税提出上诉 - 公司已对意大利之前计算的暴利税提出上诉，预计11月初有初步评估 [71] 问题9：GGP业务全年指引暗示第四季度贡献为负的原因以及塞浦路斯天然气发现的下一步计划和上市时间 - GGP业务第四季度预计贡献为负，主要因俄罗斯供应减少、10月市场价格环境变化以及尼日利亚不可抗力影响LNG供应 [78][79] - 塞浦路斯天然气发现后正在进行评估，完成后将提出开发概念，目前正在评估多种开发选项 [80]

财务数据和关键指标变化 - 上半年EBIT为110亿欧元，二季度为58亿欧元；上半年CFFO为108亿欧元，完全覆盖34亿欧元的资本支出和欧元分配计划 [17] - 净债务减少，目前杠杆率为15%，预计年底降至13% [19][32] - 宣布2022年布伦特原油每桶105美元为基础的增量自由现金流分配上限价格，回购计划增至24亿欧元，较原目标增加13亿欧元，预计在2023年第一季度末完成 [28][29] - 基于当前股价，股息和回购对应分配收益率为14% [29] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 二季度EBIT近50亿欧元，预计下半年产量增加，因项目投产和重大检修影响减少 [20] - 上半年勘探发现3亿桶资源，将全年发现资源量指引提高至7亿桶 [23] GGP业务 - 一季度有显著贡献，二季度盈亏平衡，预计下半年EBIT向四季度倾斜 [18][23] 炼油与营销业务 - 二季度表现出色，意大利炼油厂利用率比一季度提高20个百分点至90%，上半年通过能源供应优化节省2亿欧元 [24] 化工业务 - Versalis在具有挑战性的市场中取得积极成果，到2025年，增值产品将占投资组合的40%以上 [25] Plenitude业务 - 可再生能源装机容量年初至今增长近35%，有望年底新增超2GW装机；本季度EBITDA为1.19亿欧元，接近2021年全年的50% [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 欧洲天然气市场上半年整体需求下降，不同国家情况不同，如意大利下降约2%，北欧降幅更大；工业需求下降约10% [49][50] - 预计下半年炼油利润率平均每桶5 - 6美元，仍较为可观 [78] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 技术快速部署是转型关键，上半年取得三项重大成功，包括莫桑比克Coral LNG项目、科特迪瓦Baleine项目和波士顿SPARC磁聚变工厂建设 [4][5][6] - 构建新的财务吸引力商业模式，如Vår Energi的成功IPO、与BP在安哥拉的Azule合作、创建可持续移动公司 [9][10][11] - 确保天然气供应安全，加速用新权益气替代第三方气，与阿尔及利亚、埃及、刚果签署新供气协议，进入卡塔尔北方气田项目，计划到2025年提供200亿立方米天然气 [13][14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 在极端动荡和复杂的市场中，公司继续有效推进战略，财务表现出色，为投资和战略实施提供支持 [3][17] - 尽管面临市场挑战，但公司有信心应对，如通过增加供应链灵活性、管理财务风险等措施保护公司 [15][16] 其他重要信息 - 2022年生产指引为167万桶/日，考虑不可抗力中断风险后与原指引170万桶/日一致；预计三季度产量与全年平均水平大致相符 [30] - 确认2022年GGP EBIT为12亿欧元，Plenitude全年EBIT超6亿欧元，炼油与营销业务调整后预计EBIT在18 - 20亿欧元之间 [31] - 预计2022年运营现金流（扣除营运资金前）在布伦特原油每桶105美元时达到200亿欧元 [31] - 年度资本支出预计为83亿欧元，2022年每股股息为0.88欧元 [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 今年意大利和英国的暴利税对埃尼的成本是多少？如果未来12个月股市条件对普莱尼图德（Plenitude）的IPO仍然不利，会如何影响公司战略，是否会考虑出售给工业合作伙伴？ - 回答: 两项税收全年总计在8亿欧元左右，意大利税收已支付部分，剩余部分11月底支付，英国税收情况类似；对于普莱尼图德，公司决心在市场条件恢复时进行IPO，但战略核心是普莱尼图德本身，目前专注于公司发展，未来再看情况 [36][37] 问题2: 关于莫桑比克，是否有可能建设另一个Coral浮式LNG设施，以及在Rovuma是否有关于小型或中型LNG列车的讨论？炼油与化工业务中天然气减少的百分比是多少？欧洲试图减少15%的天然气需求，公司天然气销售需求在下半年如何发展？ - 回答: 正在讨论在莫桑比克进行额外的海上LNG开发，规模为每年250 - 300万吨，合作伙伴持积极态度，但需最终批准；陆上项目由埃克森负责，认为海上小型LNG是更好的方式；炼油厂天然气消耗较之前减少约70%，每年约减少6 - 7亿立方米；欧洲上半年天然气需求整体下降，不同国家情况不同，未来需求减少对公司影响较小 [41][45][49] 问题3: 意大利家庭天然气价格上限对埃尼的潜在影响是什么，市场份额和销售价格是否有套期保值？可再生柴油业务在2022年上半年情况如何？ - 回答: 难以对未实施的措施进行评论，公司销售天然气有固定价格和可变价格两种，固定价格有套期保值，可变价格自然套期保值；去年可再生柴油业务EBITDA为 - 1000万欧元，今年上半年为 + 9000万欧元 [54][55] 问题4: 回购规模大幅增加至24亿欧元，是否意味着额外的超额现金将通过回购而非增加股息来分配，目前对股息和回购的分配比例是否满意，24亿欧元是如何计算的？欧洲宣布自愿减少15%的天然气需求，意大利的7%将如何实施？ - 回答: 公司不会改变分配政策规则，下次更新将在下次战略展示时；计算是基于之前宣布的不同油价下的自由现金流，当前自由现金流增加部分的30%即为增加的回购金额；无法回答意大利7%天然气需求减少的实施方式，但公司有灵活性，可将天然气销售到其他地方 [60][62][63] 问题5: 请简要总结俄罗斯风险，如果俄罗斯对欧洲（包括意大利）的天然气供应降至零，将如何影响公司？Baleine发现情况如何，有哪些时间表或计划？ - 回答: 目前每天接收约2700万立方米俄罗斯天然气，即使流量减少，仍能确认全年12亿欧元的EBIT指引；在当前价格情景下，若冬季起俄罗斯供应完全中断，2022年仍有望实现正自由现金流；Baleine是世界级发现，单井产能至少1.2万桶/日，一期计划明年上半年投产，产量达1.5万桶/日，二期计划2023年上半年做出最终投资决策，2025年底投产 [69][70][72] 问题6: 请分享对今年剩余时间炼油前景的看法，是否有需求破坏的迹象？近期签署的天然气供应协议是否有加速供应增加的空间，特别是在阿尔及利亚？ - 回答: 预计下半年天然气价格仍高，会影响炼油利润率，但公司通过大幅减少天然气消耗应对；预计产品裂解价差会下降，但柴油需求在三四季度仍强劲，下半年炼油利润率平均每桶5 - 6美元；公司正在改变天然气供应模式，增加权益气供应，阿尔及利亚有加速供应增加的可能，因有新发现且基础设施完善，埃及也有类似可能，刚果因建设LNG项目受限 [77][78][79] 问题7: 参考演示文稿附件第13页，能否说明天然气客户承诺情况，是否主要针对B2B和普莱尼图德业务？天然气衍生品和追加保证金对净营运资金的影响如何更新？ - 回答: 大部分天然气销售承诺是针对公司自身消费，如普莱尼图德、埃尼电力业务、炼油和Versalis业务，还有一些长期协议和少量B2B客户承诺；营运资金预计受衍生品影响为 - 10亿欧元，其中部分会在其他衍生品上部分恢复3 - 4亿欧元；目前追加保证金吸收现金20 - 22亿欧元，但公司有200亿欧元的流动性，有保障 [84][86][87] 问题8: 关于俄罗斯天然气工业股份公司相关的财务风险，之前提到公司即使没有俄罗斯天然气也能完全履行天然气合同义务且无额外成本，但后来又说俄罗斯天然气供应中断可能有重大财务影响，请澄清？能否量化提前解除套期保值和衍生品的最坏情况？ - 回答: 之前提到的是实物义务，公司通过增加供应链灵活性和寻找额外供应源，能够在无俄罗斯天然气的情况下履行合同义务且无额外成本；财务方面，衍生品平仓会有影响，但相对较小；最坏情况的量化取决于多种因素，涉及数百万欧元 [90][92][93] 问题9: 回购是否可以在3季度进行审查，目前股东大会授权的回购上限为25亿欧元，是否容易调整，是否可能超过该上限？意大利暴利税延长时间和扩大征税基础的风险如何？ - 回答: 10月将更新情景和业绩，目前还有1亿欧元的回购空间，有可能进行追加；公司认为自身在保障国家能源安全方面做出了很大贡献，税收应按比例设计，与利润直接相关 [98][99][101]

财务数据和关键指标变化 - 调整后息税前利润（EBIT）为52亿欧元，是去年的4倍，调整后净利润为33亿欧元 [13] - 经营现金流为56亿欧元，资本支出（CapEx）为16亿欧元，有机自由现金流为40亿欧元，几乎完全覆盖年度分配政策 [13] - 净债务杠杆降至0.18 [13] - 第一季度利息支出3.39亿欧元，高于前两个季度，主要因利率变化和外汇因素 [30][31] - 全年经营现金流指引上调至160亿欧元（油价90美元/桶时），比之前估计多10亿欧元 [22] - 全年资本支出预计为80亿欧元，确认原指导不变 [23] - 2022年股息和股票回购组合收益率达9% [9] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探与生产（E&P） - 产量符合指引，虽利比亚和哈萨克斯坦出口有意外停机情况 [10] - 2022年产量预计约170万桶油当量/天，新投产项目贡献将抵消产量下降和VAR首次公开募股（IPO）导致的权益减少 [14] - 预计第二季度产量在161 - 162万桶/天，受季节性维护影响，下半年新产能投产后将提升 [15] 天然气与电力（GGP） - 调整后EBIT为9亿欧元，国际液化天然气（LNG）活动贡献40% [15] - 意大利天然气销量增长9%，欧洲增长4% [15] - 预计全年调整后EBIT为12亿欧元，较原指引增长30% [16] 能源转型（Plenitude） - 可再生能源装机容量在一年内增长4倍，发电量增加，服务客户超1000万 [12] - 确认按计划推进Plenitude IPO，预计2022年上市（取决于市场条件） [19] - 全年EBITDA指引超6亿欧元 [19] 炼油与营销（R&M） - 第一季度EBIT为7000万欧元，去年同期亏损约2亿欧元，3月炼油利润率显著反弹 [20] - 下游2022年预计实现正EBIT，此前预计为负 [21] 化工（Chemicals） - Versalis本季度表现不佳，因石油基原料成本和公用事业费用大幅增加 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源市场2022年初上游供应收紧，库存持续下降，石油和天然气产能损失，下游受原材料价格和能源成本上升影响，但3月炼油利润率快速恢复 [3] - 俄乌冲突加剧市场紧张，能源市场和全球经济状况高度波动，前景不确定 [4] - 天然气市场需求复苏，价格波动大，公司通过优化供应组合管理价格波动 [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 推进战略转型，解锁资产增长潜力，通过新商业模式实现价值变现，成功完成两次IPO（VAR和NEOA） [5][6] - 等待安哥拉与BP业务合并的最终授权，预计第三季度完成 [6] - 计划2022年进行Plenitude IPO（取决于市场条件） [7][19] - 将生物精炼和营销业务整合为可持续移动公司的项目正在推进 [7] - 加强与Novamont的合作，持股比例从25%增至35% [7] - 出售49%燃气发电厂给Sixth Street [7] - 利用战略联盟生态系统，为欧洲建立替代天然气供应机会，与莫桑比克和贝宁签署协议开发农业项目为生物精炼厂供应原料 [8] - 加速实现2050年净零排放目标，提高减排目标，董事会授权发行最高30亿欧元可持续高级债券 [9] - 勘探活动以资产为导向，注重短期市场价值，第一季度发现超1.7亿桶油当量 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源市场因需求复苏、多年低投资、俄乌冲突等因素，供应紧张且高度波动，前景不确定 [3][4] - 公司在复杂市场环境中取得战略进展和良好财务结果，业务质量得到确认 [5][13] - 若俄罗斯天然气供应无重大中断，GGP全年调整后EBIT预计增长30% [16] - 公司有能力利用市场机会，在多个领域加速发展，包括低碳业务 [43][44] 其他重要信息 - 4月炼油利润率平均超14美元/桶，最新数据在18 - 20美元/桶，受柴油价差影响 [33] - 第一季度营运资金吸收增加，是季节性趋势且受价格影响，预计全年营运资金负面影响约20亿欧元 [34][35] - 公司在哈萨克斯坦产量超16万桶油当量/天，4月中旬出口线中断，现已恢复满产 [32] - 公司继续分析俄罗斯天然气付款机制，将按合同条款和国际制裁付款，合同货币为欧元，未开设特定账户 [57] - 第三季度炼油厂利用率约70%，3月开始提高产能，预计第二季度达到最大利用率 [58] - 当前油价环境下（95 - 100美元/桶），全年税率预计在40%左右 [65] 问答环节所有提问和回答 问题1：快速勘探战略下未来1 - 3年的额外产量，以及刚果浮动LNG模式能否应用于莫桑比克 - 公司计划到2025年交付超45万桶天然气，当前情景下可解锁项目，到2025年额外增加约5万桶产量，4年计划中权益资本支出预计增加不到5% [27] - 浮动LNG模式旨在创造新的LNG开发方式，减少项目周期、前期资本和合同义务，适用于莫桑比克，公司正与合作伙伴探讨相关机会 [26][28] 问题2：第一季度利息费用大幅增加的原因及哈萨克斯坦当前产量和供应中断情况 - 利息费用增加主要因利率变化和外汇因素，还有一些一次性影响较小 [31] - 哈萨克斯坦当前产量超16万桶油当量/天，4月中旬出口线中断，现已恢复满产 [32] 问题3：4月炼油利润率平均水平、营运资金全年剩余影响以及对Novamont的战略决策 - 4月炼油利润率平均超14美元/桶，最新数据在18 - 20美元/桶，受柴油价差影响 [33] - 第一季度营运资金吸收增加是季节性趋势且受价格影响，预计全年营运资金负面影响约20亿欧元 [34][35] - 增持Novamont股份旨在加强合作，结合Versalis传统业务和Novamont生物塑料技术，未来有多种合作可能 [36] 问题4：2023年天然气交易业务展望以及公司在低碳领域是否会加速发展 - LNG交易业务本季度受益于LNG供应增加和有利价格环境，未来LNG组合增加和市场紧张将提供更多机会 [42] - 公司已制定积极的脱碳计划，通过多种业务模式和金融解决方案参与低碳领域，将继续多元化利用新兴机会 [43][44] 问题5：第一季度天然气管道业务物流和时间价差优化情况、业绩能否持续，以及缓解炼油能源公用事业成本压力的措施 - 第一季度天然气业务利用合同灵活性和市场价格波动，时间和地理价差贡献至少30%的优异业绩，预计全年EBIT为12亿欧元，但业绩有周期性，假设俄罗斯供应稳定 [51][53] - 公司从去年第四季度开始采取多项措施减少炼油厂金属消耗，如用LPG等替代燃料、投入BTU气化厂、调整工厂配置等，可减少70%金属消耗，中和三分之二额外公用事业成本，3月已弥补前期亏损，4月情况更好 [48][49] 问题6：俄罗斯天然气新付款机制情况、供应中断对公司的影响，以及第二季度炼油厂利用率 - 公司继续分析付款机制，将按合同条款和国际制裁付款，合同货币为欧元，未开设特定账户 [57] - 第三季度炼油厂利用率约70%，3月开始提高产能，预计第二季度达到最大利用率 [58] 问题7：本季度税率变化原因、剩余年份假设、利比亚影响，未来关键勘探项目，以及零售天然气销售下降原因 - 当前油价环境下（95 - 100美元/桶），全年税率预计在40%左右，油价上涨使低税率国家业务和GGP业务贡献增加，降低了整体税率，利比亚业务也有积极贡献 [65] - 剩余年份计划在埃及、安哥拉、莫桑比克等地进行勘探活动，各项目都有风险，整体有望提供预期结果 [62][63] - Plenitude本季度业绩受零售客户固定价格销售和天气因素影响，未观察到消费明显下降趋势 [63] 问题8：若俄罗斯天然气供应中断的财务风险、能否援引不可抗力条款，以及替代供应与已承诺销售价格是否存在不匹配风险 - 公司投资组合有多种选择和灵活性，难以量化风险，特殊情况下有合同保护和法律覆盖可援引不可抗力条款 [68][69] - 关于是否继续远期销售俄罗斯天然气供应相关信息属商业敏感信息，未披露 [70] 问题9：对Saipem的会计处理及未来资本增加情况 - 对Saipem的财务支持（15亿欧元中的Eni份额）已包含在投资组合并购活动中 [71] - 已为额外资本增加计提准备 [72]

财务报表编制与指标定义 - 公司合并财务报表按国际财务报告准则编制[12] - 杠杆是非GAAP指标，为净借款与股东权益（含非控制性权益）之比[19] - 公司用净借款评估财务状况，净借款为总金融债务减去现金等[19] - 总股东回报按年计算，考虑股价变化和股息再投资[19] 行业相关标准与换算 - 第二代和第三代原料与食品供应链无竞争[22] - 意大利能源、网络和环境监管局自2017年12月起对废物循环有监管职能[22] - 平均储量寿命指数为年末储量与年产量之比[22] - 1桶对应159升，1桶油约0.137公吨[22] - 桶油当量是油气标准计量单位[22] - 转换指数为转换设施产能与一次蒸馏产能之比[22] - 1吨液化天然气（LNG）相当于1400立方米天然气[23] - 1桶原油约等于50吨原油/年，1立方米天然气约等于35.3147立方英尺天然气，约等于0.00665桶油当量[29] - 1桶油当量（BOE）等于1桶原油，约等于5310立方英尺天然气[29] - 1吨原油约等于2205磅，约等于7.3桶原油（假设API重度为34度）[29] 行业关键比率定义 - 储备替换率高于100%表明该时期新增储备多于产出储备，该比率应取三年平均值以减少扭曲[25] - 储备寿命指数是年末探明储量与当年总产量的比率[25] 碳排放相关指标定义 - 净碳足迹指埃尼运营相关的范围1和范围2温室气体排放，按权益法核算，扣除主要来自自然气候解决方案的碳汇[24] - 净碳强度是净温室气体生命周期排放量与所售产品能源含量的比率，按权益法核算[24] - 上游温室气体排放强度是上游运营资产100%范围1温室气体排放量与100%总运营产量（以桶油当量表示）的比率[26] 炼油利润率指标定义 - 标准埃尼炼油利润率（SERM）考虑炼油厂配置和炼油厂产品收率，近似埃尼炼油系统的利润率[26] 全球市场数据变化 - 2021年全球原油需求较2020年的约9200万桶/日增加约550万桶/日，预计2022年下半年恢复至2019年的1亿桶/日[34] - 2021年全球上游资本支出较2020年几乎未增加，2020年约为3500亿美元，为15年来最低水平，预计2022年将小幅增长[35] - 2021年布伦特原油基准均价约为71美元/桶，较2020年上涨70%，2022年初涨至120 - 130美元/桶[37] - 2021年欧洲主要大陆枢纽天然气现货均价较2020年增长超四倍，如意大利“PSV”现货市场均价为487欧元/千立方米或17美元/百万英热单位，较2020年上涨335% [39] 公司运营与价格关系 - 以2022年布伦特原油价格80美元/桶为假设，布伦特原油价格每变动1美元，公司运营现金流预计变动约1.4亿欧元[42] - 2021年因布伦特参考价格上涨，公司报告的产量和储量分别降低约1.3万桶油当量/日和1.68亿桶油当量，预计布伦特原油价格每变动1美元，公司产量变动约0.3万桶油当量/日[44] 公司业务结构数据 - 截至2021年底，生产分成协议占公司探明储量的约58% [44] - 2021年公司从俄罗斯购买的原油占支持炼油系统交易原油总量的18%，公司决定停止签署新的俄罗斯原油供应合同[53] - 2021年底，公司拟剥离的Blue Stream联合运营资产账面价值为4000万欧元[53] - 2021年公司从俄罗斯供应的天然气占全球天然气供应组合总量的约43% [56] 公司业务指标变化 - 2021年公司炼油厂盈利能力指标SERM降至历史低点，平均为负0.9美元/桶，2020年为正1.7美元/桶[64] - 2021年排放配额成本平均为53.4欧元/吨，较2020年翻倍，2022年前几个月突破90欧元/吨[64] - 炼油业务资产减值损失约0.9亿欧元，前两个报告期已记录约20亿欧元减值损失[64] 市场价格季度变化 - 2021年第四季度荷兰TTF枢纽天然气平均现货价格较2020年上涨超500%[72] 公司资金应对措施 - 2021年第四季度公司从可用承诺信贷额度中提取40亿欧元应对市场危机[76] 行业投资趋势 - 新冠疫情导致勘探与生产公司大幅减少资本投资，公司认为这一趋势将长期持续[58] 公司业务利润挑战 - 2021年天然气价格飙升，但公司批发利润率受价差缩小负面影响，中期仍面临挑战[59] 公司市场竞争情况 - 公司零售市场竞争近年来因市场自由化和客户转换能力增强而加剧[66] 公司业务利润率预期 - 公司认为未来天然气发电批发市场利润率将下降，MSD利润率更具弹性[67] 地缘政治风险影响 - 俄乌冲突可能导致商品价格波动加剧，给公司带来更多金融风险[79] 公司油气产量分布 - 2021年公司约70%的油气产量来自海上油田，主要分布在埃及、挪威等国家[84] 公司保险赔偿情况 - 截至招股说明书发布日，海上事故保险最高赔偿为12亿美元，陆上设施（炼油厂）事故为14亿美元[87] 天气对业务需求影响 - 近年来天气变化影响天然气和部分精炼产品需求，暖冬、热浪或极寒等极端天气可能改变这一模式[89][90] 勘探活动风险 - 勘探活动主要面临开采风险，公司大量勘探钻井作业位于海上，成本和风险更高[94] 开发项目风险 - 开发项目面临诸多风险，预计未来一两年关键投入因素价格将因通胀压力而显著上涨[96] 公司储量相关风险 - 若公司勘探无法替换已开采油气，储量将下降，储备替换受产量、修订、新发现及权益机制影响[101] - 已探明储量估计的准确性取决于地质、技术、经济数据等多种因素，油价下跌可能导致储量向下修正[104][107] - 截至2021年12月31日，约30%的集团总估计已探明储量（按体积计）未开发，可能无法最终开发或生产[109] - 集团2021年12月31日的储量报告显示，已探明总储量相关的未来开发和退役总成本估计约为322亿欧元（未折现）[109] 公司资金与业务关系 - 油气行业资本密集，若集团无法获得足够资金，油气业务可能下滑[110] 公司业务投资计划 - 未来四年公司计划在油气业务上平均每年投资约45亿欧元[111] 公司业务税率情况 - 意大利企业利润法定税率目前为24%，公司油气业务适用税率远高于此[114] 公司探明储量地域分布 - 2021年底，公司80%的探明油气储量位于非经合组织国家[124] 公司地区产量占比 - 2021年公司在利比亚的产量为16.8万桶油当量/日，占集团总产量约10%，预计中期该占比将下降[127] 公司地区投资情况 - 截至2021年12月31日，公司在委内瑞拉的投资资本约为13亿欧元[129] 公司信贷敞口情况 - 公司对尼日利亚当地公司的信贷敞口约为7亿欧元[130] 公司财务计算折现率 - 公司计算未来净收入折现值时使用10%的折现率[119] 意大利特许权规定 - 意大利油气开发生产特许权初始期限为20年，可申请10年延期及多次5年延期[121] - 2022年2月意大利政府出台国家计划，新特许权授予或现有特许权延期需符合该计划标准[122] 公司俄罗斯业务情况 - 公司在俄罗斯的上游项目已暂停，目前未参与该国油气项目[134] 制裁对公司业务影响 - 美国对委内瑞拉制裁收紧，降低公司2021年在该国贸易应收款回收能力[135] 公司天然气业务风险 - 公司天然气业务面临欧洲市场竞争趋势影响，长期供气合同的照付不议条款带来风险[137] - 公司计划重新谈判长期天然气供应合同，但结果不确定且可能增加风险[139] 监管对公司业务影响 - 意大利监管机构对天然气和电力定价的监管权力可能影响公司销售利润率、经营业绩和现金流[140] 公司法规合规成本 - 公司需遵守环境、健康和安全法规，预计未来将产生大量运营费用和支出[144] 法规对公司产品需求影响 - 应对气候变化的法规可能抑制公司产品中长期需求[146] 公司碳排放配额支出 - 2021年公司为遵守碳排放计划，购买对应1242万吨二氧化碳排放的配额，支出约6.6亿欧元[153] 公司碳税成本预期 - 公司预计短期内运营和合规费用因碳税机制增加，未来更多温室气体排放可能受气候监管[153] 行业需求长期趋势 - 长期来看，电动汽车普及、绿色氢发展等或大幅减少对碳氢化合物的需求[155] 电动汽车市场趋势 - 2021年电动汽车销量呈指数级增长，预计2030年销量将超过内燃机汽车[156] 石油需求峰值预测 - 许多预测者预计未来十年内或更早出现石油需求峰值，部分运营商认为2019年是石油需求峰值年[157] 能源行业零排放要求 - 2021年5月国际能源署称，要在2050年实现温室气体净零排放，必须立即禁止对新油气项目的投资[159] 行业碳排放法律案例 - 2021年荷兰法院命令皇家荷兰壳牌公司到2030年减少一定量的温室气体排放[161] 金融机构投资限制 - COP26上，45个国家的450家金融机构（主要是银行和养老基金），资产约130万亿美元，承诺限制投资组合中的温室气体排放资产[167] 股东对碳排放要求 - 2021年激进股东迫使雪佛龙通过非约束性股东决议以削减碳排放[169] 对冲基金对公司影响 - 激进对冲基金在埃克森美孚的代理权争夺战中获胜并获得董事会几个席位[170] 公司气候变化诉讼风险 - 公司面临数百起与气候变化相关的未决诉讼，可能被判更快减少温室气体排放或赔偿损失[160][165] ESG标准对公司影响 - 资产管理者等专业投资者因ESG标准减少对化石燃料行业的投资，可能降低公司股票吸引力和融资能力[166][167] 公司收购风险 - 公司在收购中面临执行和财务风险，若风险发生将影响财务表现和股东回报[178] 公司IT系统风险 - 公司IT系统面临网络攻击等风险，若发生将影响业务、增加成本和损害声誉[181] 数据保护法规罚款 - 违反数据保护法规最高可处以全球年营业额4%的罚款[182] 公司财务风险类型 - 公司面临财务风险，包括流动性、利率、外汇、商品价格和信用风险[183] 公司商品风险对冲策略 - 公司在油气开发和提取业务中不对冲挥发性碳氢化合物价格风险，仅对商业活动的商品风险进行套期保值[185] 公司汇率风险情况 - 公司主要子公司使用美元作为功能货币，合并财务报表以欧元编制，存在未对冲的汇率波动风险[187] 公司利率风险对冲策略 - 公司通过衍生品交易对冲利率风险，以降低利率波动对金融资产和负债公允价值及财务费用的影响[189] 主权信用评级影响 - 意大利主权信用评级下调可能导致公司信用评级被下调[190] 公司交易对手违约风险 - 近年来公司因经济和金融危机、疫情等因素，面临大量交易对手违约风险[191] 公司可疑账户管理风险 - 公司认为后疫情时代和商品价格波动环境下，可疑账户管理是风险，未来可能确认重大坏账准备[192] 公司流动性风险定义 - 流动性风险指公司可能无法获得合适资金来源或无法出售资产以满足短期财务需求，可能导致更高借款成本或无法持续经营[195] 风险对公司的综合影响 - 若上述风险发生，将对公司经营业绩、现金流、财务状况和股东回报产生不利影响[193]

财务数据和关键指标变化 - 2021年前9个月调整后净利润达26亿欧元，超过2019年疫情前水平，其中第三季度贡献14亿欧元，为2013年以来最强劲的结果之一 [10] - 9个月运营现金流（不计营运资金）强劲，达81亿欧元，覆盖同期40亿欧元的资本支出；预计2021年运营现金流（不计营运资金）接近12亿欧元，布伦特原油价格约70美元/桶且销售额略为负；若当前远期价格在第四季度得到确认，运营现金流预计达13亿欧元 [26] - 假设年度资本支出为60亿欧元，预计有机自由现金流在布伦特原油价格70美元/桶时约为60亿美元，按当前远期价格计算约为70亿美元；2021年业绩使公司杠杆率维持在28%左右 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 自然资源业务 - **上游业务**：前9个月产量为166万桶/日，第三季度调整后息税前利润（EBIT）为24亿欧元，高于疫情前水平；预计第四季度产量将进一步恢复至176万桶/日，确认全年产量约170万桶/日的早期指引 [15] - **GGP业务**：上一季度息税前利润为正，预计2021年息税前利润将超过5亿欧元，自由现金流超过3亿欧元；在持续波动和紧张的市场条件下，该指引可能大幅上调 [18] 能源进化业务 - **零售与可再生能源业务**：本季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）达4.4亿欧元，同比增长35%；预计到年底合并实体的EBITDA将达6亿欧元，可再生能源业务的EBITDA将实现盈亏平衡 [19] - **炼油与营销业务（R&M）**：上一季度息税前利润为1.5亿欧元，传统炼油业务因更高的专注度和资产优化做出贡献，但利润率仍略为负；营销业务受益于夏季驾驶季节和出行限制的放松 [20] - **化工业务（Versalis）**：前9个月表现出色，但本季度业绩环比下降，原因是石化利润率正常化以及计划内的工厂维护导致产能利用率下降 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 布伦特原油价格回升至约85美元/桶，欧洲和比利时现货市场天然气价格达到历史纪录，为30美元/百万英热单位 [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将专注于资本纪律以降低现金中性，快速部署新技术以加速脱碳计划的执行，并加速建立专门的业务载体，作为聚焦增长和凸显投资组合全部价值的关键战略要素 [5] - 推进安哥拉的业务合并，启动对Vår Energi所有权结构的审查，可能在2022年进行首次公开募股（IPO）；英国的HyNet CCS项目被列为Track - 1项目，可获得10亿英镑的英国政府资金 [8] - 10月初启动新整合的零售可再生业务的首次公开募股流程，预计2022年在米兰证券交易所上市；该业务将形成协同模式，降低增长风险并扩大对客户的绿色产品供应 [9][11] - 在可再生业务和上游业务进行投资组合重组，通过业务合并提升投资组合价值；Vår Energi挪威公司是成功案例，目前是挪威最大的独立勘探与生产公司，日产23.9万桶 [12] - 发展生物精炼和生化产能，确保多样化原料的供应；与非洲国家和哈萨克斯坦等签署联盟协议，目标是到2030年实现全球农业产量达到10 - 80万吨/年 [24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球经济复苏和能源需求反弹持续且加速，但2020年前所未有的市场中断后出现的积压需求给市场平衡带来压力；供应响应缓慢主要是由于近7年的投资不足 [3][4] - 公司经济和财务业绩在2021年第三季度加速，预计未来几个月这一趋势将持续 [6] - 下游业务将受到原料和能源成本上升的负面影响，预计全年息税前利润约为2亿欧元，但该指引可能根据当前市场条件进一步下调 [23] 其他重要信息 - 公司在9月科特迪瓦的勘探中取得重大发现，初步估计石油当量超过20亿桶；前9个月全球总发现资源超过6亿桶，将2021年目标提高40%至7亿桶 [16][17] - 在R&M业务中开始从废物中生产可持续航空燃料；在Versalis业务中，收购FINPROJECT 100%股权，成为意大利特种聚合物生产的领导者，并收购ECOPLASTIC，进一步专注于苯乙烯聚合物的回收、再循环和转化链 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：GGP业务Q4的重新谈判收益是否会转化为现金支付，以及未来对PSV价差的历史敏感性是否会降低 - 重新谈判的目的是改变投资组合对PSV - TTF价差的敞口，从今年第四季度开始将显著降低；协议规定部分现金收益将于明年获得，大部分息税前利润将在今年确认 [34] 问题2：R&R业务中极端价格是否会带来更高的信用风险 - 到目前为止，高价格尚未对公司造成不利影响，因为公司的交付已完全覆盖；在信用风险方面，由于政府措施帮助了可能在支付天然气和电力价格方面有困难的家庭，尚未看到实际影响 [35][36] 问题3：关于股东现金分配，在油价高于设定范围时，是继续增加股息还是转向更多回购；以及可持续航空燃料在欧洲市场是否会供过于求 - 目前决定分配政策还为时过早，公司通常会制定4年计划，将在未来几个月，特别是在下一次战略介绍中更妥善地回答；在可持续航空燃料方面，虽然竞争在增加，但公司拥有技术优势，且市场需求预计也将增加 [40][43] 问题4：Vår Energi战略选择的基本原理，以及其股息分配情况和明年预期；莫桑比克煤炭何时开始生产，以及陆上液化天然气（LNG）的情况 - Vår Energi是成功案例，但市场对其价值认识不足，通过战略选择可释放更多资金用于未来增长；过去几年Vår Energi股息分配出色，今年预计为9.5亿美元，最后一笔约2.6亿美元将在第四季度支付；Coral浮动LNG将于2022年下半年开始运营，年产量340万吨；Area 4项目的更新和新的最终投资决策（FID）日期将根据正在进行的优化阶段结果和莫桑比克安全形势确定 [48][50][51] 问题5：关于核聚变能源，CFS取得重大突破但媒体和卖方报道较少的原因，以及公司是否与意大利政府或核机构等监管机构进行过讨论；Eni在油价70美元以上时的税率情况 - 核聚变是潜在的突破性技术，市场和分析师对其兴趣仍在增长，投资者对CFS团队的工作表现出浓厚兴趣；目前处于测试磁体的第一阶段，即将进入创建第一个反应堆试点的第二阶段；在当前市场环境下，若油价为70美元，税率将低于50%，在更正常的天然气价格环境下，税率将在50% - 55%之间 [55][57][60] 问题6：GGP业务2021年息税前利润指引为5亿欧元，想了解到2025年平均每年的预算情况，以及2022年的季度或年度运行率 - 重新谈判和天然气市场的波动影响了2021年的业绩，也改变了未来计划的预期，将在下次4年计划中更好地披露和分析；2022年第四季度的结果包含一些追溯效应，这些效应在2022年不会再次出现，且从第四季度开始对PSV - TTF价差的敞口将消失，这将推动未来季度的盈利能力 [64][66][67] 问题7：天然气业务潜在收益的驱动因素是什么；公司整体开发与传统海上项目实现净零排放的措施有何不同 - 未来天然气和LNG业务的盈利能力将由两方面驱动，一是投资组合的内在价值，即买卖之间的差价；二是合同中的各种期权，随着市场波动进行优化；在科特迪瓦的开发将通过实施一系列脱碳举措，如林业项目和可再生能源开发，实现范围1和2的净零排放，同时采用最先进的技术减少排放和提高能源利用效率 [71][72][76] 问题8：Versalis业务9个月业绩环比下降，受项目销售价格降低和成本上升的影响程度如何，以及明年业务表现预期；AGL业务客户数量增长的潜力，是来自有机增长还是无机增长 - Q3资产利用率低是由于工厂检修和未计划事件导致；Q4已看到电力和天然气成本对业务的影响，成本几乎翻倍，可能影响盈利能力；正在与客户协商将公用事业成本变化反映在价格公式中，若市场波动持续，2022年化工业务盈利能力可能出现波动；在零售客户增长方面，意大利市场通过增加电力客户来弥补天然气客户的减少，国外市场如法国客户数量在过去4年几乎翻倍，希腊进入电力市场，西班牙有新收购项目；高价格导致新客户减少，但客户流失率也降低，总体呈积极平衡 [80][82][85] 问题9：上游业务是否面临成本通胀压力；两个潜在IPO筹集的资金的潜在用途和优先事项是什么 - 市场上原材料价格上涨的压力开始显现，但公司目前正在进行的上游项目已签订固定价格的EPC合同，预计今明两年不会受到重大影响，未来将采取适当的采购策略来降低影响；筹集的资金将继续用于三个方向，即重组公司和优化投资组合、保持有吸引力的分配政策以及降低杠杆以加强资产负债表 [91][92][95] 问题10：请解释2021年现金流指引更新的原因；可再生能源业务的IPO是出售股份获取现金还是在业务内筹集股权 - 现金流指引的变化主要是由于天然气价格上涨，此外还有其他因素；关于可再生能源业务的IPO细节，建议推迟到下一次资本市场日了解，公司目标是发展一个基本无债务、能够根据自身资产负债表和可观的EBITDA筹集债务的公司，初步估计可筹集30 - 50亿欧元 [98][99][100] 问题11：S&P对公司债务的负面展望如何改变；对上游并购市场的看法 - 今天S&P将公司的负面展望上调至中性展望，表明公司过去几年采取的财务措施成功，这将有助于降低未来的债务成本；公司在并购方面非常活跃，市场反应取决于所提供资产的质量，目前独立参与者、基础设施基金和私募股权参与者构成了活跃的市场 [104][105][106] 问题12：安哥拉业务组合计划筹集的20亿美元债务的利率情况；LNG业务第四季度改善中，重新谈判和市场套利机会各占多少比例 - 目前确定债务的资本成本还为时过早，只能提供融资的规模和市场的兴趣；LNG业务改善中，约30%是结构性的，与新合同份额有关，60% - 70%是一次性机会，与重新谈判或极端价格水平触发的期权有关 [109][110][111] 问题13：安哥拉业务的进展和潜在时间安排；是否会有股息支付 - 团队工作进展顺利，预计年底前完成两家公司股东协议的重要部分；公司成立后将有能力筹集资金，并决定其财务计划，包括分配政策 [112][113] 问题14：税收支付与计划的差异是否会在未来季度追赶，对运营现金流是否有负面影响；贸易应收账款对营运资金和运营现金流（不计营运资金）的影响；Damietta LNG是否受益于当前价格环境，以及盈利能力是否会增加 - 税收波动主要受业务结果组合的影响，特别是来自低税率国家或业务的贡献，不会因延迟支付影响下季度现金流；营运资金受库存和应收账款价值影响，价格上涨会增加营运资金，从而影响运营现金流；2021年大部分LNG货物按长期协议出售或直接对冲，对现货价格不敏感，但可通过优化投资组合，如重新安排FOB货物运输来获取套利机会；从2022年起，公司对现货市场的敞口将增加 [118][119][121] 问题15：2022年资本支出是否会因大宗商品价格上涨而增加，是否有短期周期选项；可持续航空燃料在非洲的原料是否为刚果的蓖麻油，以及如何确保不与粮食种植竞争土地 - 公司将保持资本支出纪律，不会跟随价格波动，计划2022年资本支出约为70亿欧元；可持续航空燃料的原料包括西方残留物和非洲的农业原料，但不与粮食种植竞争，早期生产来自废弃食用油 [124][125] 问题16：上游天然气实现价格强劲的原因；是否看到ESG投资者在股东基础中的增加 - 天然气实现价格上涨主要是由于现货价格上涨，特别是PSV和NPV价格；很难区分ESG投资者，因为几乎所有投资者都有ESG成分，但公司在各种ESG指标中排名靠前，发行了可持续发展挂钩债券，表明分析师和债券持有人对公司的认可 [128][129][130]

财务数据和关键指标变化 - 2021年股息提高至疫情前水平，每股0.86欧元，超过2020年股息两倍，9月支付一半，2022年5月支付剩余部分 [3] - Q3开始6个月内回购4亿欧元股票 [4] - 上半年EBIT达34亿欧元，是2020年同期3倍多 [7] - 净利润约12亿欧元，恢复到疫情前水平，二季度贡献9亿欧元，半年税率55% [9] - 上半年自由现金流强劲，运营现金流近48亿欧元，较2020年上半年增长41%，资本支出20亿欧元，与去年持平，期末资产负债表增强，杠杆率降至25% [9] - 预计全年自由现金流在布伦特油价65美元/桶时为40亿欧元，70美元/桶时为50亿欧元，资本支出确认为60亿欧元，2021年业绩将使杠杆率保持在30%以下 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 产量165万桶/日，符合指引，勘探发现超3亿桶，接近年度目标2/3，主要成功地区为挪威、安哥拉、印度尼西亚和加纳，正在推进与BP在安哥拉的业务合并 [8] - 上半年EBIT超32亿欧元，较2020年增加30亿欧元，运营现金流46亿欧元，几乎是2020年两倍，预计下半年产量回升，确认2021年产量约170万桶/日，三季度预计为168万桶/日 [10] 零售与可再生能源业务 - 上半年EBITDA约3.5亿欧元，零售EBITDA贡献比去年同期高40%，客户群较2020年底增长3%，预计2021年EBITDA超6亿欧元，好于原指引 [11][12] - 可再生能源业务短期和中期目标提高，2023 - 2025年装机容量目标提高1吉瓦，目前可再生能源项目管道达9吉瓦，其中已安装和在建容量，另有约7吉瓦处于不同成熟阶段，超3吉瓦已获保障，近80%在意大利、西班牙和法国，与零售业务整合 [6] - 由于可再生能源业务加速增长，2024年EBITDA将超10亿欧元，较之前指引提高10%，几乎是2021年两倍，该业务今年将实现收支平衡，2024年将实现超3亿欧元EBITDA [7] 炼油与营销业务 - 石油下游营销业绩稳健，受需求逐步复苏推动，炼油受负利润率影响 [9] - 预计下半年业绩积极，受需求复苏、生物精炼利润率改善和优化举措推动 [12] 化工业务 - Versal化工公司充分抓住市场积极上行趋势，需求复苏和供应短缺推动利润率上升，聚乙烯和苯乙烯利润率创纪录，公司因工厂可用性提高而受益 [12] - 预计下半年行业供需再平衡将导致价格下降，但利润率仍将高于去年同期，2021年下游调整后EBITDA确认在4亿欧元左右，主要与化工业务相关 [13] 全球天然气与能源投资组合业务 - 上半年EBIT收支平衡，全年确认EBIT收支平衡，自由现金流为2亿欧元 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球GDP反弹、石油消费增长和欧佩克协议推动原油价格稳步上涨，天然气市场同样在复苏，夏季价格处于十年来高位，尽管环境高度波动，但油气基本面保持积极 [3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先考虑股东利益，通过增加股息分配和股票回购来回报股东 [3][4] - 最大化零售和可再生能源业务价值，本季度完成新实体组建，将可再生能源业务纳入天然气业务，内部评估最佳方案以实现价值最大化，未来几个月将向市场更新进展 [4][5] - 加速可再生能源增长，提高短期和中期目标，目标是到2030年实现超15吉瓦储能权益容量 [6][7] - 应对欧洲炼油业务压力，关闭2家炼油厂，计划对至少3家炼油厂进行合理规模调整，以降低成本 [38] - 在化工业务方面，通过专业化和向下游价值链延伸来获取更高利润率，已进行相关收购并参与多个市场 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源市场整体向好，油气基本面积极，但仍存在不确定性，如新冠病毒新变种可能影响市场复苏 [3] - 炼油业务在欧洲面临压力，受需求、成本和碳排放税等因素影响，未来将继续调整以适应市场变化 [37][38] - 可再生能源业务前景乐观，得益于客户基础稳定、项目管道丰富和成本控制，预计将实现强劲增长 [6][7] - 化工业务受益于市场复苏和供应短缺，但下半年价格可能因供需再平衡而下降，利润率仍将高于去年同期 [12][13] 其他重要信息 - 二季度有9.34亿欧元特殊项目，与炼油业务相关，因新情景和低利润率对炼油厂进行了全额减记 [23][25] - 天然气价格部分与油价挂钩，平均延迟9个月，现货占20%，油联动占25%，其余55%为固定价格或不太相关价格 [20] - 零售与可再生能源业务下半年预测受季节性和额外商品贡献影响，但2021年整体仍将好于去年 [42] - 化工业务二季度工厂利用率为65%，主要因工厂检修，预计下半年利润率将稳定且高于去年同期 [44][45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：上半年税率相对较低，是否受一次性因素影响，未来上游税率是否会保持在40% - 50%之间 - 今年税率更趋正常化，公司业务组合表现更平衡，上游部分国家税率较低有助于降低平均税率，预计在布伦特油价65美元/桶时，税率在55%左右，与年初60美元/桶时50%的指引相符 [18] 问题2：已实现天然气价格略有改善但仍低于5美元/桶，未来是否会因现货和油价上涨而大幅提高 - 部分天然气销量与油价挂钩，平均延迟9个月，现货占20%，油联动占25%，其余55%为固定价格或不太相关价格，天然气价格将随油价趋势有一定延迟 [20] 问题3：二季度炼油利润率仍为负，当前水平如何，是否受益于同行自7月以来利润率的提高 - 7月利润率略有改善，但仍非常疲软，预计下半年将进一步改善，但受新冠疫情措施影响，若利润率在下半年仍为负，公司仍能维持整体预算 [21] 问题4：二季度9.34亿欧元特殊项目与炼油和化工业务有关，具体是什么 - 该项目完全与炼油业务相关，因新情景和低利润率对炼油厂进行了全额减记 [25] 问题5：公司扩大可再生能源投资组合并提高目标，近期在西班牙和法国增加产能，支付的倍数和预期经济指标如何 - 公司在过去4 - 5个月实现了原计划4年的目标，加速了可再生能源收购和有机增长，收购倍数在9% - 10%之间，收购600兆瓦产能花费约6.6亿欧元 [26][27] 问题6：天然气业务二季度合同重新谈判对业绩的贡献如何，今年晚些时候是否还有其他重新谈判 - 二季度完成了部分合同的重新谈判，仍有一些正在进行中，预计今年内完成，以适应意大利市场的新现实 [30] 问题7：上游资本支出计划是否会在下半年或2022年增加 - 不预计增加上游资本支出，将通过生产优化活动和近场勘探回接维持产量，无需额外资本支出 [31] 问题8：设定布伦特油价65美元/桶作为参考价格的原因，以及未来参考油价的安全边际水平 - 设定65美元/桶是基于当前价格、市场前景、业务情况和不确定性因素的综合考虑，旨在优先回报股东，未来政策可能在2 - 3月战略展示时更新 [36] 问题9：在欧盟“Fit for 55”脱碳计划下，炼油业务的长期前景如何 - 欧洲炼油业务面临压力，受需求、成本和碳排放税等因素影响，公司已关闭2家炼油厂，并计划对至少3家炼油厂进行合理规模调整，以降低成本 [37][38] 问题10：零售与可再生能源业务下半年指引仅为4000万欧元，远低于去年下半年近2亿欧元，原因是什么 - 上半年业绩强劲，部分原因是季节性因素和额外商品贡献，下半年预测考虑了立法不确定性，但2021年整体仍将比去年好2000万欧元 [42] 问题11：化工业务二季度工厂利用率仅65%，考虑到良好的利润率，利用率为何如此之低，下半年是否会有运营杠杆，7月石化利润率如何 - 二季度工厂利用率低是因为工厂检修，特别是在布林迪西和曼托瓦的工厂，6月利润率开始下降，主要因原材料成本上升和供应稳定，7月进一步下降，预计三季度利润率将稳定，下半年整体仍将高于去年同期 [44][45] 问题12：考虑到当前股价，明年是否会考虑调整股东回报方式，增加股票回购比例 - 公司已有股息政策，包括固定部分和可变部分以及股票回购，目前不适合讨论新政策，如有更新将在2 - 3月战略展示时沟通 [46] 问题13：天然气业务将拥有独立信贷评级，如何避免评级与意大利主权评级接近的问题 - 新实体将受益于零售业务稳定增长的现金流和可再生能源业务的高增长潜力，预计将获得投资级评级，不会对筹集大量资金造成问题 [49] 问题14：是否有计划在其他地区复制挪威的Via Energy模式 - 公司正在安哥拉推进相关业务，也在积极寻找其他地区的类似机会，认为这些机会将带来运营和资本配置协同效应，对上游业务有益 [50] 问题15：西班牙可再生能源业务的监管情况如何，特别是二氧化碳边际上限和政府讨论的进展，以及公司是否仍致力于投资海上风电 - 西班牙监管风险主要影响零售业务，可再生能源市场非常活跃，公司将继续投资海上风电，以Dogger Bank项目为切入点，参与苏格兰的一些项目，认为未来需要光伏、陆上风电和海上风电的组合 [55] 问题16：2021年4亿欧元EBIT指引在炼油、生化和石油化工业务之间的分配情况，以及长期来看，石油基化工业务是否还有投资空间 - 4亿欧元主要由化工业务驱动，大致化工与可再生能源业务比例为75% - 25%，预计弹性体和陶瓷业务利润率在2021年剩余时间和未来12个月保持稳定，公司将通过产品专业化和向下游价值链延伸来获取更高利润率 [57][58] 问题17：零售与可再生能源业务客户增长预期从1000万到1500万，意大利市场自由化对利润率有何影响 - 意大利市场自由化是一个渐进过程，目前进展较慢，最终会导致利润率下降，但公司已将其纳入四年计划，将通过提供高价值服务来弥补利润率下降 [62][63] 问题18：对欧盟“Fit for 55”生物燃料法规的看法，特别是可持续航空生物燃料目标，以及对动物脂肪原料上限的担忧 - “Fit for 55”法规加速了欧洲能源转型目标，为生物燃料提供了机会，公司计划在2024年前将部分JELA生物精炼厂转换为生产15万吨/年生物喷气燃料，公司不担心动物脂肪原料问题，将通过多元化原料和垂直整合来保障供应 [64][66] 问题19：生物精炼、可再生能源和化工循环业务的盈利流是否有税收价值或机会 - 文档未提及明确回答 问题20：意大利可再生能源项目审批流程是否有进展，政府是否出台简化程序 - 意大利政府有简化可再生能源项目审批程序的强烈意愿，但目前评估影响还为时过早，需要政府层面成立委员会来管理审批，具体效果有待观察 [70] 问题21：二季度上游业绩新闻稿中提到清洁EBIT受益于追溯性合同修订，对二季度上游EBIT的积极影响有多大 - 二季度上游业务一次性影响略高于1亿欧元，主要与非洲国家的某些合同重新谈判有关，涵盖了之前的季度，以及基础设施成本和资金的额外改善 [71]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度布伦特原油欧元价格较2020年第一季度增长11%，需求部分反弹至约9500万桶/日，供应更有纪律性 [2] - ENI调整后息税前利润（EBIT）为13亿欧元，与2020年第一季度持平，是上一季度的2.7倍；调整后净利润为0.27亿欧元，是2012年第一季度的五倍 [5] - 第一季度运营现金流（CFFO）为19.6亿欧元，资本支出（CapEx）为14亿欧元，产生了强劲现金流，考虑4亿欧元的净收购后，杠杆率保持在31% [10] - 预计2021年运营现金流在布伦特油价约60美元/桶且炼油利润率略高于零的情况下超过90亿欧元，将覆盖近60亿欧元的资本支出 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 产量为170万桶/日，与早期指引一致，较去年下降5%，天然气产量稳定，因欧佩克减产和疫情下生产优化投资减少，所有产量下降9% [6] - 第一季度上游EBIT为14亿欧元，较2020年第一季度增加约3亿欧元 [10] - 2021年确认产量为170万桶/日，考虑欧佩克减产3.5万桶/日；第二季度预计产量约160万桶，后续季度逐步反弹 [11] 勘探业务 - 按照基础设施主导战略，在挪威和安哥拉发现1.2亿桶油当量，安哥拉的Cuica发现将在六个月内连接到生产 [7] 全球天然气和液化天然气（LNG）业务 - 第一季度EBIT略为负，较上年下降约2.6亿欧元，主要因欧洲枢纽之间价差极低，交易机会有限 [13] - 若当前情景持续，预计2021年EBIT接近盈亏平衡，可实现约2亿欧元的正自由现金流 [14] 能源转型业务 - 2021年第一季度可再生能源业务EBITDA为2.2亿欧元，同比增长17%；零售可再生能源合并实体EBITDA为6亿欧元，同比增长近70% [17] 下游业务 - 炼油业务本季度利润率为负0.6美元/桶，欧洲零售销售同比下降10%，下游EBIT略为负 [8] - 生物炼油业务需求疲软对利润率施压，Gela新的生物质处理单元已启动，收购了意大利沼气生产领先企业FRI - EL [9] - 化工子公司Versalis自2018年以来取得最佳业绩，预计积极环境在未来季度逐渐减弱，但化学板块结果仍将为正 [18] - 全年下游炼油和营销以及化工业务调整后EBIT预计在4亿欧元左右 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 石油市场需求部分反弹，供应因欧佩克+减产和国家石油产量自然下降更有纪律性 [2] - 化工市场因美国冬季天气导致的行业中断和亚洲需求增加而强劲反弹 [3] - 下游市场受欧洲封锁影响，炼油利润率为负且销量较低 [4] - 天然气市场价格上涨，但意大利新供应源和欧洲及远东需求增加使PSV和TTF价差极低 [4] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司处于转型之年，在能源转型方面稳步推进，计划评估零售和可再生业务整合后的新实体的最佳工业和财务计划，包括可能的首次公开募股或出售少数股权 [21] - 可再生能源业务通过建立合资企业和收购扩大规模，目标是到2025年可再生能源装机容量达到5吉瓦，2030年达到15吉瓦；零售业务通过拓展国际市场和提供额外服务扩大客户基础，预计未来十年零售天然气和电力客户增长到5000万 [26] - 在勘探方面采用基础设施主导战略，加速新生产推向市场；在生物炼油领域朝着2023年无棕榈油目标前进 [7][9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年是转型之年，各业务复苏节奏不同，石油和化工业务表现积极，其他部门仍面临疲软环境 [2][3] - 全球天然气和LNG业务未来几个月仍具挑战性，下游业务预计随疫情措施放松逐步复苏 [8][18] - 公司在能源转型方面取得进展，新的零售和可再生业务实体将为客户和投资者创造独特价值，预计EBITDA和运营现金流将大幅增长 [27][29] 其他重要信息 - 2月21日，Damietta工厂成功装载第一艘LNG货物，截至目前共装载九艘，预计全年稳定生产约40艘，有助于维持埃及天然气权益产量 [12] - 本周宣布印度尼西亚Merakas气田投产，预计2021年权益产量约3万桶/日，2022年约5万桶/日，部分天然气将出售给国内市场并支持Bontang LNG设施运营 [15][16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Eni gas e luce是全球电力业务还是欧洲业务，以及是否有机会加速勘探项目开发？ - Eni gas e luce主要是为国内客户脱碳的工具，将主要是经合组织（OECD）市场的参与者，但也有机会在其他国家开展业务；公司勘探采用基础设施主导战略，有机会将近期勘探成功转化为加速开发项目以捕捉油价上涨机会 [33][36] 问题2：油价敏感性计算结果与预期差异原因，以及化工工厂开工率和未来各部门价值预期？ - 油价敏感性计算在季度变化较大时不准确，还受一些一次性因素和产量组合变化影响；化工市场需求复苏且供应受限，但公司因内部事件和市场采购挑战，第一季度资产利用率为72%，第二季度将受检修活动影响 [40][46][48] 问题3：拟议交易是否还有后续举措及资金用途，以及如何在新实体保持独立性的同时共享技能？ - 交易有工业、财务和现金流稳定等多方面理由，目前设计资金用途尚早；公司希望保持对新实体的控制，采用少数股权处置方式，随着公司各部门努力，综合折扣将逐步降低 [53][56][57] 问题4：集团和上游业务税率情况及未来建模，可再生能源项目进展，以及与GDP的新合资企业机会和意大利项目许可问题？ - 集团税率略高于预期，主要因RMM和GDP业务表现不佳及未确认意大利部分递延税资产，全年预计回到60% - 65%；上游业务税率为50%较低，受益于不同国家贡献；可再生能源预计年底装机或在建容量超1吉瓦，正通过多个合资企业加强项目储备；政府新政策有望改善可再生能源授权环境 [61][63][65] 问题5：墨西哥新碳氢化合物法对公司项目的风险，以及全球天然气和LNG业务交付利润和交易业务的思考？ - 墨西哥项目进展正常，预计新法律不会影响项目；天然气业务受意大利和欧洲市场价差及长期供应协议重新谈判影响；LNG业务计划与上游活动同步增长，关注贸易利润率 [74][76][77] 问题6：其他新项目的现金流情况，以及生物炼油厂原料价格压力和棕榈油情况？ - 未提供项目层面现金流细节，但整体项目符合预期，在60美元油价下能充分受益；第一季度生物炼油厂棕榈油原料有价格压力，但随着新装置运行，预计全年有显著变化 [82][83][85] 问题7：拟议交易中少数股权交换选项情况，以及上游合资企业目标资产范围？ - 少数股权交换选项旨在创建零售可再生能源冠军，不会与上游企业组合；上游合资企业目标是创建财务独立的大型综合实体，选择有运营协同、财务吸引力和良好治理的地区和资产 [92][93][94] 问题8：可再生能源容量增长中太阳能和风能的投标机会和目标，以及生物燃料业务价值认可和是否采取类似路径？ - 未来将重新平衡太阳能和风能合作组合，目标是到2024年可再生能源发电中风能占40%；先推进国内脱碳模式，生物炼油和移动客户业务有潜力，但会先加强现有模式再考虑其他 [101][102][100] 问题9：上游资产处置和合资企业市场情况，以及Maracas和Damietta LNG生产的合同和结构问题？ - 公司有四年20亿欧元的处置计划，今年预计净效应为负5000万欧元，有多个资产处于招标阶段；Maracas四分之一产量供应国内市场，其余供应Bontang LNG设施，正讨论长期协议；Damietta是收费设施，Eni拥有50%股权，Zohr与Damietta有生产联系，预计全年平均产量约27亿立方英尺/日，第四季度平均超过33亿立方英尺/日 [107][110][113] 问题10：Zohr天然气价格实现的滞后效应，以及PSV和TTF价差缩小的结构性问题和合同重新谈判情况？ - Zohr天然气价格公式有滞后效应，将在年底和明年初体现60美元/桶油价的全部好处；PSV和TTF价差未来可能达到新平衡，约10 - 12欧元/千公里，公司已开始与供应商重新谈判合同 [117][118][119] 问题11：可再生能源中房地产的情况，以及全年炼油和营销化工业务EBIT的确认？ - 可再生能源涉及工业场地和公共管理部门控制的未使用区域，意大利在许可和场地可用性方面有优势；全年炼油和营销化工业务EBIT预计在4亿欧元左右，包括炼油利润率改善和化工业务收益 [125][126][123] 问题12：沼气市场规模和是否适合能源转型业务，以及7月价格审查和股票回购计划情况？ - 收购FRI - EL使公司有大量沼气转化项目管道，计划最终仅向服务站供应沼气，预计几年内达到约50万立方米/年；股票回购计划与油价挂钩，7月确定油价参考，目前市场情况良好，公司有信心 [130][131][132]

财务报表编制基础 - 公司合并财务报表按照国际财务报告准则编制[10] 财务指标定义 - 杠杆是公司净借款与股东权益（含非控制性权益）的比率，用于衡量财务状况[14] - 净借款是公司总金融债务减去现金、现金等价物和某些非经营性流动资产[14] - 总股东回报按年计算，考虑公司股票市价变化和股息再投资[14] - 平均储量寿命指数是年末储量与全年总产量的比率[14] - 利润率是成品或原材料平均售价与直接采购成本的差额，反映交易环境和行业盈利能力[16] - 储量替换率高于100%表明该时期新增储量多于产出储量，该比率应取三年平均值以减少多种因素导致的偏差[19] - 证实储量是指通过地质科学和工程数据分析，在合理确定性下，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，从已知油藏中经济可采的油气数量[19] - 可能储量是指比概算储量更不确定可采的额外储量[18] - 概算储量是指比证实储量更不确定可采，但与证实储量一起有同等可能性可采的额外储量[18] - 净温室气体生命周期排放是指公司销售的能源产品价值链相关的范围1、2、3温室气体排放，按权益法核算并扣除抵消量[18] - 净碳足迹是指公司运营相关的总体范围1和范围2温室气体排放，按权益法核算并扣除碳汇[18] - 净碳强度是指净温室气体生命周期排放与销售的能源产品之间的比率，按权益法核算[18] - 上游温室气体排放强度是指上游运营资产100%范围1温室气体排放与100%总运营产量（以油当量桶表示）之间的比率[21] - 可再生装机容量是指公司使用可再生能源发电的发电厂份额的最大发电能力[19] - 储量寿命指数是指年末证实储量与全年总产量的比率[19] 业务相关定义 - 第二代和第三代原料与食品供应链无竞争，第二代多为农业非食品和农业/城市废弃物，第三代为非农业高创新原料[14] - 意大利能源、网络和环境监管局自2017年12月起对废物循环有监管和控制职能[14] - 1桶油约为159升，相当于0.137公吨[14] - 液化天然气通过将天然气冷却至 -160°C制成，1吨液化天然气相当于1400立方米天然气[16] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2020年公司总资产为1096.48亿欧元，较2019年的1234.4亿欧元有所下降[28] - 2020年公司金融债务及租赁负债为317.04亿欧元，较2019年的301.66亿欧元有所上升[28] - 2020年公司每股股息为0.36欧元，较2019年的0.86欧元大幅下降[28] - 2020年公司每美国存托凭证（ADR）股息为0.82美元，较2019年的1.93美元大幅下降[28] 油气储量数据关键指标变化 - 2020年公司合并子公司液体探明储量为30.55亿桶，较2019年的31.24亿桶有所下降[31] - 2020年公司合并子公司天然气探明储量为15554亿立方英尺，较2019年的17111亿立方英尺有所下降[31] - 截至2020年12月31日，公司液体总储量为35.15亿桶，较2019年的36.01亿桶下降2.4%[156] - 截至2020年12月31日，公司天然气总储量为1.8001万亿立方英尺，较2019年的1.9832万亿立方英尺下降9.2%[159] - 2020年12月31日，意大利液体储量为1.78亿桶，较2019年的1.94亿桶下降8.2%[156] - 2020年12月31日，意大利天然气储量为3480亿立方英尺，较2019年的7520亿立方英尺下降53.7%[159] - 2020年12月31日，北非液体储量为3.95亿桶，较2019年的4.8亿桶下降17.7%[156] - 2020年12月31日，北非天然气储量为22150亿立方英尺，较2019年的27520亿立方英尺下降19.5%[159] - 截至2020年12月31日，公司探明储量总计6905mmBOE，较2019年减少363mmBOE，降幅5%[164] 油气产量数据关键指标变化 - 2020年公司平均每日液体产量为84.1万桶，较2019年的89万桶有所下降[31] - 2020年公司平均每日天然气可销售产量为4077万立方英尺，较2019年的4576万立方英尺有所下降[31] - 2020年公司油气日均产量为1609千桶油当量/天，2019年为1736千桶油当量/天，可比基础上较2019年下降8%[176] - 2020年液体产量为841千桶/天，较2019年减少49千桶/天，约下降5%[176] - 2020年天然气产量为4077百万立方英尺/天，较2019年减少499百万立方英尺/天，约下降11%[176] - 2020、2019、2018年公司总产量（含子公司和权益法核算实体）分别为589百万桶油当量、634百万桶油当量、632百万桶油当量[184] 销售数据关键指标变化 - 2020年全球天然气销量为649.9亿立方米，2019年为728.5亿立方米[33] - 2020年电力销量为378.2太瓦时，2019年为392太瓦时[33] - 2020年自有账户炼油厂吞吐量为1700万吨，2019年为2274万吨[33] - 2020年末意大利及欧洲其他地区服务站数量为5369个，2019年末为5411个[33] - 2020年化工产品产量为807万吨，与2019年持平[33] - 2020年末员工数量为31495人，2019年末为32053人[33] - 2020年公司天然气和液化天然气（LNG）销售额因疫情导致的经济危机下降11%[46] - 2020年零售市场天然气销量下降11%，电力销量增长13%[51] - 2020年意大利批发市场电力销售因企业消费减少下降10%[51] - 2020年公司油气销售总量为5.752亿桶油当量，与可销售产量相差137万桶油当量[176] - 约67%的液体产量（3.001亿桶）销售给公司炼油与营销业务[176] - 约19%的天然气产量（14610亿立方英尺）销售给公司全球天然气与液化天然气投资组合部门[176] 价格数据关键指标变化 - 2020年意大利现货市场天然气价格较2019年下降35%[38] - 2020年布伦特原油均价约为42美元/桶，较2019年下降35%，使公司运营利润和经营活动净现金减少约70亿欧元[38] - 2020年SEC规则下估算探明储量所用原油价格从2019年的63美元/桶降至41美元/桶，公司注销1.24亿桶油当量的储量[40] - 2020年12月31日止12个月，布伦特原油平均价格为41美元/桶，低于2019年的63美元/桶[67] - 2020年公司合并子公司石油和凝析油每桶平均销售价格为37.56美元，2019年为59.62美元，2018年为65.79美元[188] - 2020年公司合并子公司天然气每千立方英尺平均销售价格为3.77美元，2019年为4.94美元，2018年为5.17美元[188] - 2020年公司合并子公司总烃类每桶油当量平均销售价格为29.20美元，2019年为43.73美元，2018年为48.04美元[188] - 2020年公司权益法核算实体石油和凝析油每桶平均销售价格为34.21美元，2019年为55.93美元，2018年为45.19美元[188] - 2020年公司权益法核算实体天然气每千立方英尺平均销售价格为3.73美元，2019年为4.94美元，2018年为5.59美元[188] 成本与利润数据关键指标变化 - 2020年公司油气生产成本为每桶油当量6.31美元，较2019年的6.05美元有所上升[31] - 2020年公司每桶油当量利润为 - 4.33美元，较2019年的5.06美元由盈转亏[31] - 2020年公司炼油利润率（SERM）较上一年下降60%，确认炼油资产减值损失12亿欧元[47] - 2020年公司合并子公司每桶油当量平均生产成本为6.31美元，2019年为6.05美元，2018年为6.50美元[188] 公司业务面临的竞争风险 - 公司勘探与生产业务面临来自国际和国有石油公司的竞争，可能无法获得新的勘探开发区块、应用和开发新技术以及控制成本[43] - 公司全球天然气与LNG业务在欧洲批发市场面临竞争，2020年经济危机加剧了天然气市场的疲软[46] - 公司化工业务处于高度周期性、竞争激烈的行业，2020年疫情放大了竞争态势，部分细分市场表现不佳，部分表现较好[49] - 2020年公司意大利及其他欧洲市场加油站吞吐量较上一年下降19.9%[49] - 零售市场竞争因市场自由化和客户转换供应商能力增强而加剧[51] - 发电业务因供应过剩、经济增长疲软和燃料间竞争，利润率下降[51] 公司运营面临的其他风险 - 公司运营面临健康、安全、安保和环境等多方面风险[54] - 天气变化会影响天然气和部分精炼产品需求，进而影响业务运营结果[57] - 油气勘探和生产需高额资本支出，面临自然危害和不确定性[58] - 油气生产受各国政府在租赁、税收、环保等方面的监管[60] - 公司勘探活动主要面临开采风险，海上勘探运营风险更高、成本更高，未来可能产生大量干井成本[61] - 公司开发项目面临重大运营风险，可能影响储备上市时间、导致成本超支和回收期延迟[63] - 公司在尼日利亚对国有和私营本地公司有重大信贷风险敞口，可能因对方还款困难而遭受重大信贷损失[79] - 英国于2020年1月底脱欧，未来公司产品和员工在英国和欧盟之间的流动可能会延迟，产品需求也可能受到关税和税收影响[79] - 公司因俄乌危机暂停俄罗斯上游项目，国际社会对俄进一步制裁或影响公司业务、运营结果和现金流[80] - 2017年起美国对委内瑞拉实施经济和金融制裁，2020年末制裁收紧或影响公司收回贸易应收款，限制公司在委投资回收能力[82] - 欧洲天然气供需负向趋势或影响公司履行长期供气合同的最低提货义务，公司计划重新谈判合同但结果不确定[83] - 意大利监管机构对天然气和电力定价有监管权，监管框架变化或影响公司未来销售利润率、运营结果和现金流[86] - 公司过去和未来都将因遵守环境、健康和安全法规产生重大运营费用和支出，违规将面临赔偿和清理费用[87] - 新法规或环境问题可能导致公司削减、修改或停止某些业务，如意大利瓦尔达格里石油处理中心曾因环境问题临时停产[89] - 遵守《巴黎协定》的国家和政府推动向低碳经济转型，或导致公司长期油气需求下降、短期合规成本增加[90] - 政府对温室气体排放征税、激励能源结构转型和促进全球协议减少碳氢化合物消费，或限制公司对化石燃料的使用[90] - 新冠疫情可能推动向低碳发展模式的突破，减少全球对碳氢化合物的需求[90] - 公司面临与气候相关的不可预测极端气象事件风险，可能影响公司盈利能力、业务前景和声誉[90] - 公司面临重大环境负债风险，可能因未知污染、调查结果、诉讼不利发展等产生额外费用[94] - 公司是多起民事、刑事和行政诉讼的被告，未来可能因诉讼结果不确定等因素遭受重大损失[95] - 公司收购存在执行和财务风险，若风险发生，收购协同效应可能未达目标，影响财务表现[98] - 公司危机管理系统可能无效，无法及时恢复运营会严重影响业务和财务结果[99] - 公司关键IT服务或数字基础设施及安全系统受破坏，会影响业务、增加成本和损害声誉[100] - 违反数据保护法会使公司面临罚款、刑事制裁、民事诉讼和监管调查，影响业务和声誉[101][102] - 公司面临金融风险，包括流动性、利率、外汇、商品价格和信用风险，可能导致重大损失[103] - 2020年公司因经济危机和疫情，对交易对手违约率上升预期增加，产生重大信用损失拨备[105] - 2020年公司因疫情导致碳氢化合物消费和价格崩溃，经营现金流大幅收缩，流动性风险恶化[106] 公司未来规划 - 未来四年公司计划在油气业务平均每年投资约45亿欧元，2021年资本支出略低于6亿欧元，其中约70%用于勘探与生产部门[108] - 公司计划在2020 - 2021年减少约80亿欧元的资本支出和运营费用，其中2020年资本支出减少26亿欧元，占原预算的35%，运营费用降低19亿欧元，其中30%为结构性费用[119] - 未来四年公司计划每年平均有机支出低于70亿欧元，2021年预计略低于60亿欧元；约20%的资本支出计划将用于发展脱碳业务[119] - 公司制定新的灵活分配政策，地板股息为每股0.36欧元，布伦特原油价格在43 - 65美元/桶时支付可变股息；预计布伦特价格不低于56美元/桶时，每年分配3亿欧元用于回购股票，价格不低于61美元/桶时增至4亿欧元，不低于66美元/桶时增至8亿欧元[119] - 2021年公司油气产量预计与2020年持平，假设OPEC +减产约4万桶油当量/日，2021 - 2024年目标平均增长率为4%[119] - 公司计划到2024年将天然气与电力零售业务的客户数量从2020年底的960万增加到1100万[125] - 公司计划到2024年将可再生能源发电装机容量扩大至约4吉瓦[126] - 预计布伦特原油价格将从2021年的50美元/桶升至2023年的60美元/桶，并在四年计划结束时将集团现金中性水平降至40美元/桶以下[126] - 公司目标是到2030年将净生命周期温室气体排放量