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

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司有机自由现金流为正，净债务稳定在116亿欧元 [14] - 假设油价逐步涨至60美元/桶，计划期内运营现金流预计达440亿欧元；若油价维持50美元/桶，运营现金流预计为390亿欧元 [57] - 计划期内每年资本支出稳定在70亿欧元左右，按此情景，油价60美元/桶时自由现金流将达170亿欧元，油价50美元/桶时自由现金流为120亿欧元 [57] - 计划逐步将现金中性价格降至40美元/桶以下，2021年目标杠杆率（IFRS前）为30%，后续将下降 [58] 各条业务线数据和关键指标变化 自然资源业务 - 2020年石油日产量173万桶，符合疫情后指引；在埃及、安哥拉、墨西哥、越南和阿联酋发现4亿桶资源 [10] - 计划四年内平均每年投资45亿欧元，约50%用于应对产量递减，50%用于增长；后两年超55%的资本支出未确定 [28] - 计划发现20亿桶油当量资源，大部分为天然气；产量年均增长约4%，运营现金流年均增长20%；假设油价50美元/桶，运营现金流年均增长8% [31] - 2021年预计产量在170万桶/日左右，假设全年OPEC减产约4万桶/日 [32] - 计划使2024年P1储量中天然气占比从目前的50%提高到55% [33] - 计划到2024年使上游自由现金流超过180亿欧元（情景假设）或140亿欧元（油价50美元/桶），可覆盖四年计划分配需求的两倍 [33] - 计划到2024年签订超1400万吨/年的LNG合同，主要来自印尼、尼日利亚、安哥拉、莫桑比克和埃及的新项目 [34] - 计划到2024年每年抵消超600万吨二氧化碳，到2030年每年抵消超2000万吨二氧化碳 [37] - 计划到2030年CCS项目总存储量达约700万吨/年，总存储能力达1500万吨/年 [39] 能源转型业务 - 可再生能源装机容量达300兆瓦，正在美国和英国通过重要合资项目开发700兆瓦 [12] - 炼油和营销业务方面，预计所有业务线业绩将提升，在恒定情景下，炼油和营销业务EBIT在计划期末将接近翻倍 [40] - 生物精炼产能到2024年将翻倍至200万吨/年，目标在生物航空燃料市场份额超10% [41] - 威尼斯的马尔盖拉港产能将增至56万吨/年，杰拉生物精炼厂将完成扩产至75万吨/年，还计划新增约50万吨/年产能 [43] - 生物精炼和营销业务在计划期末EBIT将达约7.5亿欧元，加上传统炼油厂将达14亿欧元 [44] - 可再生能源业务与天然气和电力零售业务合并后，预计到2024年可再生能源装机容量达4吉瓦，到2030年达15吉瓦；计划期末发电结构为60%太阳能和40%陆上及海上风能 [47] - 零售和可再生能源业务EBITDA将从2021年的6亿欧元增至计划期末的约10亿欧元 [49] - 零售业务EBITDA预计增至6.5亿欧元，服务收入占EBITDA比例将超20% [50] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司承诺到2050年实现全范围（Scope 1、2和3）碳中和，将零售和可再生能源业务合并以更高效实现Scope 3目标并挖掘零售客户价值 [3] - 战略基于三大支柱：运营和产品脱碳、零售和可再生能源业务多元化与扩张、增强公司应对价格波动的韧性和灵活性 [15] - 战略有两大坚实基础：最小化环境影响、解决社会不平等问题和建立强大治理模式以实现联合国可持续发展目标；技术和数字化以降低风险并加速转型 [16] - 计划四年内投入约10亿欧元用于创新，约40亿欧元用于有机转型 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年疫情对能源行业影响超以往危机，公司迅速行动应对，保护员工和资产、维护资产负债表、调整组织结构以适应新战略 [5][6][9] - 公司计划到2050年成为零碳能源公司，所有业务围绕此目标开展，最终目标是成为世界级投资案例 [14] - 公司有信心通过现有技术实现产品和运营的全面脱碳，天然气将支持能源转型，自然和人工碳捕获将吸收剩余排放 [24][25] 其他重要信息 - 2020年不到24小时内，公司主要办公室99%的员工和运营现场70%的员工转为灵活办公，且未因疫情出现运营中断 [7] - 公司拥有超7500项专利和450个项目，其研发将加速能源转型；专有生物燃料技术Ecofining是杰拉和威尼斯工厂的核心，废转燃料技术正迈向工业应用 [18] - 公司在化学品领域扩大植物生物质应用，已商业化机械回收的高质量产品，回收成分含量达75%，并在开发热解技术回收混合塑料废物 [19] - 公司在碳封存利用方面开发两项新技术，相关试点项目正在进行中 [20] 问答环节所有提问和回答 问题1：绝对排放量下降速度比碳强度快60%的原因，以及到2030年能源销量假设；生物燃料业务长期原料来源、混合比例、能否进一步扩张及主要限制因素 - 排放量下降速度差异源于生产曲线降低、对LNG增长更保守，以及生物精炼加速、沼气引入和可再生能源及氢气增长等因素 [73][74][75] - 生物燃料业务方面，计划将二代原料占比从20%提高到80%，并通过农业合作确保未来原料供应，降低成本 [76][77][79] 问题2：若今年油价60美元/桶，明年油价仍在60 - 65美元/桶，公司股息政策如何执行；是否计划在2021 - 2024年使Versalis盈利 - 股息政策方面，公司会综合评估价格，不会因价格短期波动而轻易调整，且随着现金中性价格降低，股息政策将更稳定 [83][84] - Versalis方面，公司通过增加特种产品、转型技术和业务组合，利用生物精炼产品作为化工原料，有望实现盈利 [85][86] 问题3：长期天然气产量占比超90%的量化时间，以及是否因二氧化碳排放目标而设计；意大利复苏基金的机会；莫桑比克投资决策进展 - 产量方面，公司预计2025年达到产量峰值，2030年天然气和石油比例约为55%和45%，2030 - 2040年将出现天然气和石油占比的重大转变 [90][91] - 复苏基金方面，公司有多个相关项目，虽未纳入计划，但有望加速转型 [92][93] - 莫桑比克方面，Rovuma LNG项目FID原计划2020年进行，现推迟，运营商正寻找协同效应和降低成本，预计2021年完成成本优化后更新FID日期 [94] 问题4：重新启动双重勘探模型是否有预算；可再生能源发电与零售业务合并的原因、协同效应及如何确保业务增值 - 双重勘探模型方面，公司计划四年内资产处置总值超20亿欧元，其中包括双重勘探模型相关资产 [97] - 业务合并方面，将可再生能源与零售业务结合可增强市场竞争力，利用公司土地资源增加可再生能源供应，满足客户脱碳产品需求，创造更大价值 [98][99][100] 问题5：生物精炼厂产能增长是否由炼油厂转换驱动，2030年意大利炼油厂情况；生物精炼和营销业务盈利增长原因；向客户销售的总电量与股权装机容量的关系 - 生物精炼厂方面，公司有炼油厂转换经验，可能在意大利进行额外转换或在美国新建，预计2030年前完成转换；生物精炼厂盈利能力高，通过转换现有炼油厂、转变原料、多元化市场和开发新产品可提高盈利 [106][108][109] - 盈利增长方面，营销业务稳定增长和新项目完成将推动盈利增长 [112] - 电量方面，公司计划到2030年绿色电力供应占比达35% - 40%，到2040年实现100%供应 [113] 问题6：CCS成本是否计入运营成本，是否会在中期显现；上游战略是否会集中在产碳和捕碳区域；资产负债表杠杆预期，是否会因表外融资调整 - CCS成本方面，部分成本低且可与碳税竞争，部分计入上游运营成本以降低碳足迹 [118][119][121] - 资产负债表方面，2021年杠杆率预计维持在30%左右，后续将下降；业务组合可通过创建独立金融工具降低杠杆 [122][123] 问题7：可再生能源产能扩张中并购的贡献；澳大利亚资产处置情况；达米埃塔LNG在2021和2022年的贡献 - 可再生能源方面，四年计划内有机增长为主，2030年达到15吉瓦可能需考虑并购，公司会谨慎选择有协同效应的项目 [126][127] - 澳大利亚资产方面，因报价未达预期，公司决定不出售 [128] - 达米埃塔LNG方面，该工厂1月重启，计划全年生产，将增加LNG出口能力，间接促进佐哈尔气田生产 [129] 问题8：四季度产量同比下降11%，产量恢复速度；股息支付方式是否改变及原因 - 产量方面，下降原因包括利比亚PSA触发变化和疫情影响，重启需6 - 8个月，若在3 - 4个月内重启，2022年平均日产量可增加约6万桶 [133][135] - 股息方面，支付方式有变化，目的是使政策更清晰，回馈投资者，且与新政策和价格参考相匹配 [136][137] 问题9：2021年生产的潜在假设，利比亚产量预期，OPEC +配额的负面影响，达米埃塔重启的积极影响，佐哈尔气田是否保持满负荷生产；是否与卡塔尔石油公司讨论参与其LNG扩张项目及持股比例 - 生产方面，2021年利比亚预计日产约16.3万桶油，OPEC减产约3.6万桶/日，佐哈尔气田预计全年平均日产27亿立方英尺，高于2020年 [141][142] - 卡塔尔项目方面，公司已与卡塔尔石油公司讨论多年，感兴趣但持股比例取决于对方，需等待招标结果 [143] 问题10：2024年资本回报率预期；低碳产品潜在需求，工业和商业领域客户案例；技术基础中增强定制服务的具体内容 - 资本回报率方面，与2019年相比，因资本支出结构变化，2024年资本回报率将接近9% - 10% [147] - 低碳产品方面，零售客户、公司自身及意大利北部难减排工业企业是潜在客户，生物燃料需求将随脱碳目标增加 [149][150][152] - 定制服务方面，公司通过创建通用数据库和数字应用，为客户提供跨服务，增加客户数量 [155][156] 问题11：上游生产计划的应急措施和风险；2021年炼油业务盈利的边际恢复依赖程度 - 上游生产方面，2021年预算中有约2.7万桶/日的应急产量，已考虑OPEC减产和运营成本降低 [160] - 炼油业务方面，预计2021年利润率将恢复，但受冬季、疫情和消费下降影响，春季后有望改善，公司将通过提高效率和协同效应应对 [161][162] 问题12：生物精炼厂到2023年80%原料为废物和残渣的计划进展；可再生能源建设是否寻求PPA融资，如何平衡PPA和市场风险 - 原料方面，公司通过全球贸易和内部开发确保原料供应，全球相关废物资源丰富 [165] - 可再生能源方面，目前20%暴露于市场，其余与PPA或差价合约相关，长期目标将市场暴露降至15%，零售与可再生能源结合可对冲风险，且可利用金融工具支持增长 [166][167]

财务数据和关键指标变化 - 前九个月产量为174万桶/日，较去年减少，主要受新冠疫情影响，部分被PSA积极的投资组合价格效应和产能提升所抵消 [6] - 能源转型业务整体息税前利润约为3.2亿欧元，占公司整体业绩的25% [8] - 零售业务息税前利润超2亿欧元，得益于对客户群的商业行动和额外服务销售的贡献 [8] - 公司自由现金流为正，营运资金前现金流为51亿欧元，预计2020年营运资金前经营现金流在65亿欧元左右 [9][31] - 预计2020年全球天然气和液化天然气调整后息税前利润在2亿欧元左右，自由现金流为3亿欧元 [14] - 前九个月上游息税前利润为7500万欧元，较去年减少，主要受新冠疫情影响 [13] - 全球天然气和液化天然气息税前利润为4000万欧元，同比增加2000万欧元 [14] - 预计2020年能源转型业务息税前利润超3亿欧元 [25][36] - 截至9月底，预计杠杆率降至29%，流动性约为200亿欧元，近短期债务的五倍 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 自然资源业务 - 上游生产指导范围缩小至172 - 174万桶油当量/日，前九个月上游息税前利润为7500万欧元，较去年减少 [13] - 全球天然气和液化天然气息税前利润为4000万欧元，同比增加2000万欧元，预计全年调整后息税前利润在2亿欧元左右，自由现金流为3亿欧元 [14] - 碳捕获与封存（CCS）项目在意大利和英国推进，计划2022年启动示范项目，2026年实现工业启动 [16] - 林业项目预计2020年实现150万吨二氧化碳当量封存 [18] 能源转型业务 - 前九个月息税前利润超3.2亿欧元，占集团息税前利润的25% [23] - 零售业务息税前利润超2亿欧元，客户数量较2019年底增加12万 [24] - 炼油与营销业务前九个月基本盈亏平衡，预计2020年能源转型业务息税前利润超3亿欧元 [25] - 生物精炼业务前九个月贡献6000万欧元利润，预计内部收益率为15% [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司推出新的业务细分，包括自然资源和能源转型两个业务单元，推进脱碳战略 [3][4][5] - 优化投资组合，处置非核心上游资产，优化非上游资产，考虑复制Var Energi模式 [34] - 加速生物精炼业务发展，计划到2023年实现生物精炼系统无棕榈油，80%为第二代和第三代系统 [28] - 推进碳捕获与封存项目，在意大利和英国建立两个主要地理枢纽 [15] - 探索氢气业务机会，认为蓝氢将先于绿氢进入市场 [84][86] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年经营环境困难、需求低迷，但公司表现出韧性，预计2021年能源市场将复苏 [38] - 公司具备高效运营能力、灵活的资本支出和强大的资产负债表，能够应对不确定性 [38] 其他重要信息 - 公司ESG表现良好，被多家机构评为行业领导者，有望获得可持续发展相关融资 [10][11][12] - 公司成功发行30亿欧元混合债券，需求是原发行规模的七倍，增强了资产负债表和流动性 [32][33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 为何不提前启动股票回购计划，以及碳捕获项目现有监管和回报情况 - 公司目前按照既定的分配政策和框架工作，优先确保在较低油价下支付固定股息，暂不考虑提前启动股票回购计划 [40][41][42] - 碳捕获项目的经济效益取决于排放成本和碳捕获与储存设施成本的比较，现有项目利用现有设施可降低储存成本，未来碳证书成本上升或政府激励措施可覆盖捕获成本 [44][45] 问题2: 生物燃料需求增长情况、销售市场，零售营销销售回升原因，以及莫桑比克项目资本支出和最终投资决策时间 - 生物燃料需求增长受欧洲脱碳指令驱动，全部用于交通运输领域，预计未来几年需求将进一步增长 [49] - 零售营销销售回升可能与夏季无封锁和人们重新驾车出行有关 [47] - 莫桑比克项目最终投资决策推迟，将根据成本优化结果确定新的项目和最终投资决策时间 [51][52] 问题3: 油气和电力业务第四季度息税前利润情况，以及10亿欧元处置计划的细节 - 公司维持油气和电力业务全年指导，前九个月已实现全年计划收入，第四季度由于前期已充分利用市场机会，且价差低迷，预计息税前利润约为2亿欧元 [59][62][64] - 10亿欧元处置计划处于高级谈判阶段，涉及澳大利亚等地区的资产，处置优化和聚焦投资组合是公司未来计划的重要部分 [60][61] 问题4: 第四季度营运资金变动，下游业务ADNOC业绩和营销业务第三季度息税前利润 - 第四季度营运资金表现预计较低，主要受下游业务（炼油和化工）价格和需求下降影响 [68][69] - ADNOC本季度业绩为 - 70，包括炼油和货运；零售营销前九个月息税前利润略高于4亿欧元 [70] 问题5: 利比亚业务运营情况和产量，以及英国CCS项目资本支出和是否包含在夏季资本支出计划中 - 利比亚业务目前正常运营，2020年指导产量中利比亚产量约为17万桶油当量/日 [74] - 英国CCS项目目前仅进行研究的资本支出，项目确定后将确定改造利物浦湾资产和枯竭储层的资本金额，暂未包含在夏季资本支出计划中 [75] 问题6: 地板股息与45美元布伦特油价的关系，以及油价偏离该水平多久会重新考虑股息 - 公司通过平衡现金需求、加强资产负债表、增加灵活性等措施，可降低地板股息对应的油价水平，即使危机持续，公司也有多种工具确保股息可持续 [78][79][80] 问题7: 市场对氢气业务的看法，公司如何看待该业务机会和竞争 - 氢气将是公司未来重要产品，通过CCS可生产具有竞争力的脱碳氢气（蓝氢），预计蓝氢将先于绿氢进入市场，为绿氢市场的发展奠定基础 [84][86] 问题8: 是否加速炼油厂向生物站点的转换，阿联酋投资的看法，以及10亿欧元处置计划的含义和2021年是否有其他处置计划 - 考虑到生物精炼业务的良好业绩和市场机会，可能加速炼油厂向生物站点的转换，下一次战略报告将提供最新情况 [95] - 阿联酋投资（ADNOC）今年业绩为负主要受2019年事故和全球炼油市场低迷影响，但公司认为该资产具有较强抗风险能力，有望在需求恢复后实现盈利 [96][97][98] - 10亿欧元处置计划指税前资产价值，公司正在制定未来处置计划，2021年将有更多处置机会 [92][93] 问题9: 2020年资本支出指导是否会在第四季度大幅增加，以及生物精炼厂利用率低的原因 - 第四季度资本支出可能部分恢复，因为第二、三季度受新冠疫情影响活动减少，不能按季度平均计算 [101] - 第三季度生物精炼厂利用率低是由于计划内维护，第四季度预计利用率将提高到80%，且Gela炼油厂仍在爬坡阶段，产量较去年增加60% [104] 问题10: 未来生物精炼厂转换和扩建成本相对于初始转换成本的变化 - 生物精炼厂转换成本较低，平均每产能吨投资在400 - 500美元之间，未来投资将根据具体情况选择棕地或绿地项目 [108][109] 问题11: 2020年上游单位运营成本趋势 - 由于挪威资产的贡献和产量减少，上游单位运营成本目前在6.5 - 6.6美元/桶之间，原计划因新冠疫情升至6.8美元/桶，但公司成功控制在该范围内 [111] 问题12: Zohr气田目前产量、产能和未来预期 - Zohr气田2020年平均产量为20亿立方英尺/日，第三季度平均产量为22亿立方英尺/日且呈上升趋势，预计短期内产量将进一步增加 [114] - Zohr气田满负荷生产能力为32亿立方英尺/日，预计在埃及需求完全恢复和出口能力改善后几年内达到满负荷生产 [115][116]

财务数据和关键指标变化 - 2020 - 2021年，公司目标平均资本支出削减超30%，总体成本优化28亿欧元，其中25% - 30%为结构性成本 [9] - 与原计划相比，此次削减代表约80亿欧元的减少 [10] - 2020年，预计布伦特原油价格为40美元/桶，公司资本支出将保持在略高于50亿欧元；随着布伦特原油价格逐渐上涨，2021 - 2022年资本支出将灵活增加，2022年达到约80亿欧元，与疫情前原计划相当 [10] - 2020年上半年，公司调整后现金流超过资本支出4亿欧元，保持自由现金正向 [28] - 2020年上半年，上游息税前利润为2亿欧元，较2019年减少42亿欧元，其中36亿欧元归因于市场情景，5亿欧元归因于产量组合效应 [28] - 2020年，预计运营现金流（不计营运资金）在65亿欧元左右，与之前指引一致，该现金流将覆盖2020年资本支出 [36] - 截至6月底，公司资产负债表稳健，杠杆率为37%，流动性储备约180亿欧元，约为短期债务的4倍 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 2020年上半年，上游产量为174万桶/日，同比下降5%，主要受新冠疫情和欧佩克+减产影响 [24] - 2020年，上游产量预计在171 - 176万桶油当量/日之间，欧佩克减产约4万桶/日 [29] - 2019 - 2023年，上游产量平均增长率预计在2%左右，2023年受新项目投产和增产推动，产量将增加约40万桶/日，通过生产优化增加超20万桶/日 [13] - 勘探方面，计划在该时期内发现20亿桶新储量，每桶成本为1.6美元；2020年已重新安排50%的投资计划，2021年将钻探部分推迟的油井 [15] 中下游业务 - 2020年上半年，中下游业务表现强劲，整体息税前利润较去年增长近70%，剔除市场情景和新冠疫情影响后翻倍 [30] - 天然气与电力业务息税前利润为6.5亿欧元，为过去11年上半年最佳表现，同比增长约70%，主要受液化石油气业务单元推动，该单元利润达4.66亿欧元，较去年翻倍 [30] - 零售业务方面，Eni gas e luce实现利润超1.8亿欧元，同比增长10%，主要得益于客户基础增长和非商品业务贡献增加 [31] - 炼油与营销业务利润为1.74亿欧元，较去年增长近2/3，炼油业务因生物业务贡献约5000万欧元实现盈亏平衡，营销业务表现坚韧，抵消了部分需求下降影响 [32] - Versalis业务受塑料需求下降和工厂可用性降低影响，上半年亏损1.3亿欧元 [33] - 2020年，预计这三项业务息税前利润贡献约8亿欧元，较之前指引提高1/3 [33] 可再生能源业务 - 2020年上半年，公司在哈萨克斯坦启动了Badamsha风电场，在美国进行了扩张，并在意大利开展了风力发电业务，截至上半年末，装机容量约为250兆瓦 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场，由于当前供需动态，至少未来几年市场形势严峻，美国液化天然气出口削减，短期内天然气价格较低 [45] - 石油市场，受欧佩克活动支撑，布伦特原油价格前景相对乐观 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司制定了到2050年的战略路线图，推动能源转型，6月宣布新组织架构，成立两个新的综合业务集团：自然资源集团和能源进化集团 [3][4] - 自然资源集团将可持续开发上游油气资产，推动能源效率和碳捕获，整合天然气价值链；能源进化集团将支持公司发电、产品转化和营销从化石能源向生物、蓝色和绿色能源转变 [4][5] - 公司将通过新组织架构实现更平衡的投资组合，减少对碳氢化合物价格波动的暴露，成为脱碳过程的领导者 [6] - 资本支出计划将加速能源转型，上游资本支出减少约60亿欧元，绿色业务资本支出增加8亿欧元，主要用于生物精炼、可再生能源和零售业务扩张 [11] - 到2023年，绿色资本支出占比将从原计划的20%提高到26% [12] - 公司确认到2030年，上游业务60%的权重将倾向于天然气 [49] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新冠疫情凸显了加速能源转型的必要性，公司将通过资本分配实现显著的碳足迹减少，目标是到2050年在欧洲实现范围1、2和3的净排放为零 [7] - 尽管市场环境充满挑战，但公司在上半年表现良好，采取了保护员工健康和实施战略的措施 [23] - 公司新的财务框架在较弱环境下具有韧性，随着战略执行和布伦特原油价格回升将逐步推进，将为公司和所有利益相关者创造更可持续的价值 [38] 其他重要信息 - 公司修订了股东薪酬政策，适用于布伦特原油价格45美元/桶及以上的情况，包括每年至少0.36欧元的股息下限和与布伦特原油价格高于45美元相关的可变部分，以及根据布伦特原油价格不同的股票回购计划 [18] - 2020年股息提议为每股0.36欧元，其中三分之一（0.12欧元）将于2020年9月中期支付，其余三分之二（0.24欧元）将于2021年5月支付 [20] - 从2021年起，股息下限将在9月中期支付50%，次年5月最终支付50%，可变部分将在适用政策的情况下全部在中期支付 [21] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 股息政策变化的原因及股息下限调整时间 - 股息政策变化受宏观环境、公司流动性和业务表现等多种因素影响，公司在2月改进战略，疫情期间提高了资本支出、运营支出和成本效率，综合考虑后制定了新政策 [40][41] - 股息下限和可变部分均在每年7月确定，根据当年布伦特原油平均价格计算可变部分，固定部分与公司战略实施进展相关，也在7月评估 [42] 问题2: 天然气和石油价格修订差异及上游资本支出削减情况 - 布伦特原油价格受欧佩克活动支撑，前景相对乐观；天然气市场因当前供需动态，至少未来几年形势严峻，导致价格修订幅度较大 [44][45] - 2020年资本支出削减主要集中在莫桑比克的项目，涉及天然气业务，同时也包括其他国家的油气混合项目；公司确认到2030年上游业务60%的权重倾向于天然气的目标不变，项目推迟并非取消 [47][49] 问题3: 绿色项目加速情况及氢气竞争力 - 绿色投资主要集中在生物精炼、可再生能源和客户拓展方面，生物精炼厂内部回报率约为15%，未来将使用不同原料降低物流成本；可再生能源方面，公司将Eni gas e luce零售业务与可再生能源结合，目标是增加客户数量 [54][56] - 公司是重要的氢气生产和消费企业，专注于蓝色氢气，因其具备低成本的碳捕获和封存设施；目前蓝色氢气比绿色氢气便宜，但未来情况可能改变 [58][59] 问题4: 股息下限计算及资本支出考虑因素 - 股息下限与公司当前生产水平、投资水平和市场情景相关，公司保留一定灵活性，若油价高于预期，将增加资本支出和产量，额外现金流将作为评估股息下限提升的关键因素；若油价低于45美元/桶，将评估市场低迷持续时间，利用灵活性维持股息下限 [63][65][67] - 资本支出决策考虑市场情景，若油价上涨，公司将增加投资；评估股息时，现金流是最重要因素，各项目将单独评估 [64][72] 问题5: 第二季度上游亏损原因、下游业务全年指引及营运资金影响 - 第二季度上游亏损主要受欧佩克+减产（约4万桶油当量/日）和新冠疫情影响（与第一季度相比约13万桶油当量/日） [77] - 下游业务全年息税前利润预计为8亿欧元，其中天然气与电力业务6.5亿欧元，炼油与营销业务3.5亿欧元，化工业务预计全年亏损2亿欧元；营运资金方面，预计全年吸收6 - 7亿欧元，高于之前指引，主要因上游合作伙伴付款节奏可能放缓；2020年税率波动较大，预计现金税率在20%左右，正常情况下调整后税率为60%，现金税率为30% [83][84][85] 问题6: 脱碳产品现金流及自然碳解决方案成本 - 关于脱碳产品的现金流，公司将在2021年战略更新中提供更具体信息 [87] - 森林保护活动中，自然捕获二氧化碳成本较低，每百万吨二氧化碳捕获成本低于10美元；公司在非洲和南美洲开展业务，通过与政府合作、培训人员、实施相关流程等方式进行森林保护，目标是到2030年通过森林捕获2000万吨二氧化碳 [88][93] 问题7: 股息政策中可变部分是否包含其他因素及绿色资本支出资金来源 - 股息政策中可变部分仅与布伦特原油价格相关，公司假设布伦特原油价格是现金流变化的最重要指标，其他因素已由公司内部匹配；每5美元布伦特原油价格变化对应9亿欧元的固定敏感度 [96][98] - 公司正在努力争取欧洲绿色协议相关基金，以加速能源转型项目的推进 [95]

财务数据和关键指标变化 - 2020年有机自由现金流为15亿欧元，较原预算35亿欧元减少20亿欧元，主要因市场环境变差减少30亿欧元，公司采取措施产生积极影响10亿欧元 [11] - 预计在布伦特原油45美元/桶情景下，运营现金流73亿欧元，较原预算115亿欧元减少，主要因情景影响、疫情冲击和产量调整，成本节约和业绩提升部分缓解了下降幅度 [15] - 第一季度运营现金流20亿欧元，较去年减少，主要因油气价格下降，但满足资本支出需求 [21] - 第一季度上游息税前利润10亿欧元，受油气价格下跌影响减少11亿欧元 [21] - 预计2020年现金税率从2019年的33%降至25%，E&P税率因油价降低预计全年维持在100%左右 [53][54] 各条业务线数据和关键指标变化 上游业务 - 第一季度产量177万桶/日，同比下降4%，受天然气需求下降、合同触发因素和利比亚不可抗力影响，挪威产量增加未能完全抵消下降 [18] - 2020年资本支出削减23亿欧元，约占原计划的30%，超80%的削减来自上游，主要影响新开发项目和生产优化项目 [6] - 预计2020年生产成本控制在每桶6美元以下，产量在175 - 180万桶油当量/日（未考虑OPEC减产） [9] 中游和下游业务 - 炼油与营销业务受疫情影响，运输燃料消费在疫情最严重时收缩达80%，预计全年利用率约80% [12] - 营销业务预计2020年息税前利润在3亿欧元左右 [13] - 天然气与电力业务预计息税前利润约4亿欧元，近三分之二来自零售业务 [13] - Versalis预计亏损较去年减少约三分之二 [13] - 中游和下游业务预计息税前利润超6亿欧元，略好于去年，排除疫情影响将超过原预算13亿欧元 [14] 可再生能源业务 - 3月在哈萨克斯坦启动50兆瓦风电场，完成收购美国Falck投资组合49%股权，权益产能57兆瓦 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 第一季度布伦特原油平均价格较去年同期下跌，公司原油平均售价较布伦特原油贴水从去年第一季度的2.6%扩大至5% [41] - 全球LNG市场基本面疲软，第一季度LNG供应量较去年同期增加1500万吨，疫情导致需求下降，市场更加疲软 [65] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将人员安全置于战略核心，采取措施降低成本、削减资本支出，以应对疫情和油价下跌挑战 [4] - 充分利用资产组合灵活性，削减资本支出，优化成本，提高运营效率，保持资产完整性和业务连续性 [5] - 长期来看，加速能源转型，发展绿色、蓝色和生物能源产品，与传统业务形成平衡 [69] - 认为低成本资源和各业务的灵活性是独特竞争优势，有助于在市场低迷时保持资产负债表稳健 [5] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司面临疫情和油价暴跌的前所未有的挑战，但比2014年上一次低迷时更强大，过去六年已转型为更精简高效的组织 [2] - 假设封锁持续至5月底，随后需求逐渐恢复，预计2021年初恢复正常 [3] - 认为市场情况非常不稳定，需观察5 - 7月疫情和油价发展，7月再评估股息政策 [29][30] - 预计第二季度下游消费和生产有望改善，中国和东亚市场需求已开始回升，欧洲市场也在好转 [87][88][89] - OPEC+减产计划的实施将对油价产生积极影响，有助于市场复苏 [90] 其他重要信息 - 公司在全球范围内采取安全措施保护员工和周边人员，为当地利益相关者提供帮助，并将超级计算机HPC5用于新冠病毒研究 [16] - 勘探业务取得成功，在安哥拉、墨西哥和阿联酋等地有新发现 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 在布伦特原油35美元/桶的价格水平下，如何维持股息分配？第二季度汽油、柴油和喷气燃料的情况如何，运营改善能否抵消需求疲软？ - 目前讨论股息分配时机不成熟，需观察未来几个月疫情和油价发展，7月再做评估；炼油业务表现良好，生物炼油厂贡献积极，物流和库存成本优化有进一步提升空间，预计5月交通和消费情况将改善，汽油消费有望恢复 [29][30][32] 问题2: 资本支出和运营支出削减中，多少是周期性的，多少在市场复苏后仍会持续？业务中哪些地方的实际售价与布伦特原油价格出现明显偏离？ - 公司过去六年注重成本弹性和短周期项目开发，以适应价格波动；原油价格波动大，公司利用价格差异为炼油系统采购原油，并最大化利用权益产量；第一季度公司原油平均售价较布伦特原油贴水5%，较去年同期扩大 [37][38][41] 问题3: 如果油价持续低迷，哪些领域可采取更果断的成本削减措施？哪些项目暂停，哪些仍在推进？ - 资本支出削减主要分配在生产优化和长期项目上，主要暂停项目包括安哥拉、印度尼西亚、伊拉克等地的项目；还可进一步优化运营成本，公司将持续进行成本优化工作 [47][48][50] 问题4: 2020年剩余时间的税率指引是多少？ - 预计全年E&P税率因油价降低将维持在100%左右，现金税率将从2019年的33%降至25% [53][54] 问题5: 请提供营运资金的指引，以及供应链是否存在影响运营的重大问题？全球天然气业务中，利比亚不可抗力对产量的影响，印尼和埃及的情况，以及LNG现货占比是否高于2019年？ - 预计全年营运资金现金吸收在1 - 3亿欧元之间，平均约2亿欧元，主要因客户违约风险增加；供应链方面，疫情主要影响需要国际支持和动员的活动，公司采取措施维持生产水平；全球天然气市场基本面疲软，公司LNG现货价格暴露有限，中国需求已开始回升 [60][63][65] 问题6: 当前危机是否会改变公司能源转型战略？公司应对疫情的哪些举措效果最显著？ - 长期来看，危机将加速能源转型战略，公司将继续推进绿色、蓝色和生物能源产品发展；公司在意大利和国外为医院提供呼吸设备、增设病床等帮助，在各子公司与当地卫生部门合作提供防护设备 [69][71][72] 问题7: 在55亿欧元的资本支出中，2020年绝对最低维护资本支出是多少？175 - 180万桶/日的产量指引是否考虑OPEC减产，是否有国家联系公司进行减产，4万桶/日的应急产量是用于OPEC减产还是运营程序？ - 最低维护资本支出约20亿欧元/年；目前尚未收到OPEC国家的减产要求，4万桶/日的应急产量考虑了OPEC减产的可能性 [76][77] 问题8: 附属公司ADNOC和Vår Energi在第一季度的利润或股息贡献是多少，全年预期如何？公司在当前环境下可容忍的最高杠杆率是多少？ - Vår Energi第一季度已分配1.5亿欧元股息，后续分配需根据情况在6 - 7月决定；ADNOC炼油厂已完成检修，准备供应远东市场，第二季度预计开工率60%，下半年满负荷运行；公司今年尽量将杠杆率控制在0.4以下，7月将根据更多信息提供更准确的指引 [80][81][82] 问题9: 第二季度业绩的影响因素有哪些？ - 下游零售和营销业务有复苏迹象，预计第二季度消费和生产将改善；公司5 - 6月的产量已提前销售；中国和东亚市场需求回升，欧洲市场也在好转；OPEC+减产计划的实施将对油价产生积极影响，但需观察疫情和减产计划的实施情况 [87][88][90] 问题10: 利比亚和埃及产量低于产能的原因是什么，分别低于理论产能多少？ - 利比亚因港口封锁和阀门非法关闭导致产量下降，预计6月底恢复正常，可恢复3 - 4万桶/日的产量；埃及因疫情导致天然气需求下降，预计下半年随着气温升高需求将回升 [93][94] 问题11: 股息决策是否取决于下个月封锁措施的结束？如果三个月后情况没有改变，是否会削减股息以保护杠杆率和未来资本支出？公司和董事会是否有一个不会跨越的杠杆率红线？ - 股息决策将综合考虑2020 - 2021年的整体情况，包括价格和市场复苏情况；公司今年尽量将杠杆率控制在0.4以下，7月将根据更多信息提供更准确的指引 [97][98][99] 问题12: 炼油与营销业务全年3亿欧元的盈利指引背后的假设是什么？埃及对2020年生产预算的贡献是多少？ - 盈利指引基于效率提升计划、Gela生物炼油厂的良好表现、营销优化以及成本削减和炼油厂维护优化等因素；埃及2020年平均日产量约30万桶油当量 [106][107] 问题13: 在2021年油价回升至55美元/桶的情景下，为何仍要进一步削减资本支出？该投资水平能否维持产量持平？ - 削减资本支出是为了优先恢复2020年的损失，增加现金生成，预计现金中性油价将降至50 - 52美元/桶，维持产量与2020年预期水平相同 [108][109]

财务报表编制准则 - 公司合并财务报表按国际财务报告准则编制[7] 指标定义 - 杠杆率是非GAAP指标，为净借款与股东权益之比[13] - 净借款是非GAAP指标，为总金融债务减去现金等[13] - 总股东回报按年计算，考虑股价变化和股息再投资[13] - 平均储量寿命指数为年末储量与年产量之比[13] - 1桶油约对应0.137公吨[13] - 液化天然气在常压下冷却至 -160°C制成，1吨对应1400立方米天然气[17] - 转换指数为转换设施产能与一次蒸馏产能之比[17] - 储备替代率高于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多种因素导致的偏差[20] - 储备寿命指数是年末探明储量与全年总产量的比率[20] - 净碳强度是净绝对温室气体生命周期排放量与所售产品能源含量的比率[18] - 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（以油当量桶计）的比率[23] - 探明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，从已知油藏中预期经济可采的油气数量[20] - 可能储量是比可能储量更不确定可采的额外储量[18] - 可能储量是比探明储量更不确定可采，但与探明储量一起有同等可能性可采的额外储量[18] - 初级平衡炼油能力是指炼油厂为获得成品可加工的最大原料量，以桶/天计量[18] - 净绝对温室气体生命周期排放量是指公司所售产品在其价值链上的范围1、2和范围3温室气体排放总量，扣除碳汇[18] - 净碳足迹是指公司运营相关的范围1和范围2温室气体排放总量，扣除碳汇[18] 财务数据关键指标变化 - 2019年公司总资产为1234.4亿欧元，较2018年的1183.73亿欧元增长4.28%[32] - 2019年公司金融债务和租赁负债为301.66亿欧元，较2018年的258.65亿欧元增长16.63%[32] - 2019年公司资本支出为83.76亿欧元，较2018年的91.19亿欧元下降8.15%[32] - 2019年公司每股股息为0.86欧元，较2018年的0.83欧元增长3.61%[32] - 2019年公司每美国存托凭证（ADR）股息为1.93美元，较2018年的1.96美元下降1.53%[32] 业务运营数据关键指标变化 - 自2019年1月1日起，公司更新天然气转换率，对2019年全年产量影响为9千桶油当量/日，初始储量余额变化为3400万桶油当量[36] - 2019年公司已证实液体储量为31.24亿桶，较2018年的31.83亿桶下降1.85%[37] - 2019年公司已证实天然气储量为17111亿立方英尺，较2018年的17324亿立方英尺下降1.23%[37] - 2019年公司全球天然气销售量为730.7亿立方米，较2018年的767.1亿立方米下降4.74%[40] - 2019年公司员工数量为32053人，较2018年的31701人增长1.11%[40] 市场价格变化 - 过去六年原油价格呈下降趋势，从2014年约110美元/桶降至2020年3月底的30美元/桶以下，跌幅超三分之二[43] - 2019年布伦特原油基准价格平均为64美元/桶，较2018年下降9%[43] - 2020年初布伦特原油价格最高涨至65美元/桶，受疫情影响价格下跌超50%[43] - 2019年意大利现货市场天然气价格下降34%，原油价格下降9%[46] - 2019年12月31日止12个月，布伦特原油平均价格为63美元/桶，2018年为71美元/桶[67] 业务影响因素 - OPEC+协议将减产目标提高至170万桶/日，额外减产50万桶/日，沙特承诺再减产40万桶/日[43] - 2019年较低的碳氢化合物价格使勘探与生产业务利润减少约22.3亿欧元，大部分损失源于天然气价格下跌[46] - 公司估计约50%的当前产量受碳氢化合物价格波动影响[46] - 布伦特原油基准价格每变动1美元，公司运营活动产生的合并净现金将变动约1.5亿欧元[43] - 2019年公司高转化率的圣纳扎罗炼油厂因加工高硫原油优势降低，记录了约6.84亿欧元的减值损失[50] - 管理层预计2020年石油需求增长将保持低迷，中期全球石油需求将恢复与历史平均水平一致的增长率[43] - 2019年公司化工业务经营业绩为负，原因是终端市场需求下降，特别是汽车市场，反映了全球经济放缓以及更严格法规和环保意识导致的一次性塑料需求降低[52] 业务分布与风险 - 2019年公司约60%的油气总产量来自海上油田，主要分布在埃及、利比亚等国家[55] - 截至文件提交日，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[55] - 约一半来自公司运营资产的直接温室气体排放已纳入国家或超国家碳定价机制[58] - 2019年为遵守碳排放计划，公司在公开市场购买了相当于1160万吨二氧化碳的排放配额，现金成本约2.9亿欧元[58] - 2020年管理层预计购买配额以覆盖约1600万吨二氧化碳，因免费配额分配规定更严格[58] - 公司期望实现《巴黎协定》将全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上低于2°C的目标，或IPCC将全球变暖限制在1.5°C的更严格目标[58] - 公司勘探钻井作业大部分位于海上，运营风险高、成本高，未来可能产生大量干井费用[61] - 公司开发项目面临诸多风险，可能影响经济回报和生产增长目标[63] - 基于当前油气资产组合，油价每变动1美元，公司生产权益平均变动约530桶/日[64] - 2019年底，集团约29%的总估计已探明储量（按体积计）为未开发储量[68] - 2019年集团已探明总储量的未来开发和退役总成本估计约为357亿欧元（未折现）[68] - 2019年公司油气业务实际税率为97.3%，高于意大利企业利润法定税率24%[69] - 2019年12月31日，公司已探明储量的净现值约为509亿欧元[72] - 意大利新法律要求相关行政机构在2020年8月前制定油气勘探、开发和生产区域规划[73] - 规划批准前，意大利暂停勘探活动，包括授予新勘探租约[73] - 截至2019年12月31日，约81%的已探明碳氢化合物储量位于非经合组织国家[77] - 意大利最大运营开发特许权瓦尔达格里已于2019年10月26日到期，另有33个意大利碳氢化合物开发和生产特许权已到期[76] - 2019年，利比亚约占集团总产量的16%，预计该比例将在中期下降[79] - 2011年公司在利比亚的业务因安全问题停工近一年，2019年4月起的冲突使公司撤离人员并加强安保[79] - 近年来公司因委内瑞拉运营环境恶化，注销了该国两个主要石油项目的已探明未开发储量[79] - 2018年公司将与PDVSA合资的PetroJunín油田项目全部核销，2019年收款情况稳定[79] - 尼日利亚的财务压力导致公司贸易应收账款回收延迟并产生信贷损失，且当地盗窃和破坏影响运营[81] - 因佐尔海上气田增产和现有气藏开发，公司对埃及的信贷风险敞口预计将增加[81] - 2020年1月底英国脱欧，可能导致公司产品和员工流动延迟，增加关税和税收影响能源需求[81] - 管理层认为新法律难以可靠客观识别适合碳氢化合物活动的区域，暂无法评估其对储量和现金流的影响[76] 行业趋势与业务风险 - 2019年多个大型LNG项目做出最终投资决策，预计产能达6000万吨/年，将在五到六年内投产[84] - 自2018年下半年以来全球天然气价格呈下降趋势，2019年进一步恶化，2020年初LNG交易环境因能源需求放缓而进一步变差[84] - 公司天然气与电力业务面临供应过剩、价格压力、利润率波动以及意大利与欧洲现货价差缩小等风险[84] - 公司长期天然气供应合同中的照付不议条款使其面临量的风险，当前市场情况可能影响公司履行最低提货义务[85][86] - 意大利监管机构有权监管天然气定价，监管框架的变化可能影响公司天然气和电力的销售利润率、经营业绩和现金流[86] 法规与环境风险 - 公司过去和未来都将因遵守环境、健康和安全法规而产生重大运营费用和支出[87] - 违反环境、健康和安全法规会使公司承担赔偿和清理费用，还可能面临法律责任[87] - 新法规或环境问题可能迫使公司缩减、修改或停止某些业务，如意大利瓦尔达格里利润中心因环境问题多次停产[89] - 公司可能因未知污染、环境调查结果和诉讼不利发展而产生额外的重大环境费用和负债[89] - 美国对俄罗斯和委内瑞拉实施制裁，可能对公司业务、经营业绩和现金流产生不利影响[82] - 欧盟通用数据保护条例（GDPR）违规最高罚款可达全球年营业额的4%[98] 公司运营风险 - 公司面临环境风险，环境负债可能对公司运营、现金流等产生重大不利影响[91] - 公司是多起民事、刑事和行政诉讼的被告，未来可能因诉讼产生重大损失[92] - 公司收购存在执行和财务风险，若风险发生，可能影响财务表现和股东回报[93] - 意大利和欧洲天气变化会影响天然气和部分精炼产品需求，进而影响相关业务[94] - 公司关键IT服务或数字基础设施及安全系统受破坏，可能影响业务、增加成本和损害声誉[97] - 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[99] - 公司面临信用风险，过去几年交易对手违约率高于以往，未来可能确认重大坏账准备[103] 各业务线数据关键指标 - 2019年勘探与生产板块日均产量为173.6万桶油当量/天，总探明储量达72.68亿桶油当量[109] - 2019年天然气与电力板块全球天然气销量为730.7亿立方米，其中意大利为378.5亿立方米；电力销量为394.9太瓦时；截至2019年12月31日有940万零售客户[110] - 截至2019年12月31日，炼油与营销和化工板块炼油产能为73.2万桶/天；2019年原油及其他原料加工量为2305万吨，精炼产品销量为3207万吨，其中意大利为2506万吨；意大利零售市场份额为23.7%；石化产品产量为806.8万吨[112][114] 各业务线发展目标 - 勘探与生产业务预计到2025年产量平均增长率为3.5%，2030年天然气产量占比达60%，2050年达85%[115] - 可再生能源业务目标是到2025年全球装机容量达5GW，2050年超55GW[115] - 天然气与电力业务计划到2050年零售客户超2000万，实现向生物和可再生产品完全转型，抵消超1000万吨/年的二氧化碳排放[117] - 炼油与营销业务计划到2023年实现“无棕榈油”，生物燃料年产量超500万吨，2050年零售产品实现100%脱碳[118] 公司环保目标 - 公司预计到2035年净生命周期温室气体排放量绝对减少约30%，2050年减少80%；2050年单位能源产品净碳强度降低55%；2040年实现整个集团范围1和2的净零碳足迹[122] - 2019年勘探与生产业务碳强度降至每千桶油当量19.58吨二氧化碳当量，较2018年下降9%，较2014年下降27%[122] - 2019年天然气产量占公司产量的49%，截至2019年12月31日，天然气储量约占公司总探明储量的50%[122] 行业预测与公司影响 - IEA SDS预测2025年全球CO₂排放达峰值，之后年均降4%，2070年实现净零排放[124] - IEA SDS预测石油需求2025年前达峰，2050年降至5000万桶/日，当前约1亿桶/日；天然气需求到2040年维持在4万亿立方米/年[124] - IEA SDS情景下2040年原油价格比公司假设低10%，天然气价格略高；CO₂排放成本到2018年实际达140美元/吨[124] - IEA SDS假设下公司油气现金产生单元总公允价值较2019年减值审查结果降7%，若CO₂成本可回收或可税前扣除，降幅降至2%[124] - 考虑林业项目成本后，勘探与生产业务板块的价值比2019年减值审查结果降2%[124] - 2017 - 2019年公司分别录得净转回1.58亿欧元、净减值损失7.26亿欧元、减值费用12亿欧元[124] - 更保守假设下，公司85%的探明和可能储量将在2035年前开采，94%的净现值将实现[126] 公司收购与项目进展 - 2019年12月，公司与HitecVision的合资企业Vår Energi以45亿美元收购埃克森美孚挪威上游资产，年产量15万桶油当量/日[127] - 2019年7月，公司以32.4亿美元收购阿布扎比ADNOC炼油20%股权，炼油产能权益增加35%[129] - 莫桑比克Rovuma LNG项目获批，两座液化天然气生产线年产量超1500万吨[131] 储量相关数据 - 2019年公司勘探与生产业务在41个国家开展，日均产量达1736千桶油当量/天[133] - 截至2019年12月31日，公司总探明储量达72.68亿桶油当量，子公司探明储量总计62.87亿桶油当量，权益法核算实体的储量份额为9.81亿桶油当量[133] - 2019年，Ryder Scott Company和DeGolyer and MacNaughton对公司截至2019年12月31日约31%的总探明储量进行了独立评估，确认了公司内部评估的合理性[143] - 2017 - 2019三年期间，公司86%的总探明储量接受了独立评估[143] - 截至2019年12月31日，埃及的Zoh